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EDITORIAL |
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El tiempo puede ser el mejor amigo o el peor enemigo |
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El ministro Raineri dio a conocer un levantamiento del status y demoras que experimentan los proyectos del sector energía. |
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Con certeza se puede decir que el país ha afrontado de forma madura, aportando, y buscando siempre la solución antes que la complacencia, las contingencias que se han establecido en los últimos años. Y la corriente siempre fue la misma: apuntar siempre de una u otra forma a la diversificación de la matriz energética, proceso que busca que Chile sea protagonista de su propio escenario sin tener que depender de un protagonismo extranjero. En lo concreto, los avances se han conseguido.
Se han ido sucediendo los avances en la materia en la medida que el país ha experimentado progresos. Si embargo, en la línea de lo señalado, no se contaba con que en Chile, internamente, también había un enemigo del progreso energético: el tiempo. No cuándo ni cómo llevar a cabo las ideas e iniciativas, sino cuánto demoraría la autoridad en calificar la infraestructura que, no menor, tiene como fin principal dar seguridad energética. El tema, en forma sencilla de explicar, pasa por los extensos plazos de tiempo que se experimentan para decidir si un proyecto califica o no para materializarse, sobre los extensos periodos de consulta. Eso sin contar con, en el caso de la Transmisión, un nuevo proceso en materia de concesión y servidumbre, cuyos ‘tiempos’ son otros y que, lamentablemente, son un dolor de cabeza para el sector.
No es un tema fácil de resolver, puesto que, por una parte, hay carencia de recursos humanos para seguir la pista a cada iniciativa que ingresa a calificación. También hay todo un tema con las consultas por parte de la comunidad, sobre lo que piden o no quienes viven en los sectores involucrados. Hay también consultas –absolutamente entendibles– por parte de la autoridad, que deben ser respondidas por la empresa que ingresa el proyecto. Así, suma y sigue. Y el proyecto, ¿cuándo? Esa pregunta es la que aterra a los inversionistas.
De hecho, fue lo que muchas veces hizo peligrar iniciativas de suma relevancia para el país. Por ejemplo, estuvo a punto de devolver a nivel de idea el proyecto Ñuble, de CGE, pero la compañía decidió mantenerlo a pesar que su tramitación demoró casi 2 años.
En el actual Gobierno hay conciencia de que esto no puede ser una constante y es su fiel intención acortar los plazos para que los proyectos no se entrampen en las oficinas y sí puedan usar su tiempo en agilizar la construcción. El ministro Raineri dio a conocer un levantamiento del status y demoras que experimentan los proyectos del sector energía. ¿Vías más rápidas?. Las autoridades han sido enfáticas en señalar, tanto en el anterior Gobierno como en el actual, que los proyectos que se materialicen no serán a toda costa, sino que pasando todas las consultas que sean necesarias. El tema es que este proceso se haga en forma expedita. En esto se debe hacer una salvedad: si bien la intención apunta a que se agilice la tramitación ambiental de los proyectos, quedan secuelas a las que se les debe dar solución rápida, como por ejemplo los procesos de concesiones eléctricas y de servidumbre. El ejercicio es muy claro: cuánto se puede ganar con un proyecto de generación aprobado ambientalmente, cuando la materialización de línea de transmisión que le corresponde puede demorar hasta dos años más.
En entrevista con revista ELECTRICIDAD, el máximo ejecutivo de HidroAysén, Daniel Fernández, anuncia la revisión del trazado planteado para la línea de transmisión Aysén-SIC. Lo hace porque no descarta que la red pueda, en algún tramo, erigirse por suelo argentino. ¿Por qué por allí? Porque evita pasar por lugares geográficamente complicados o invertir más, en el caso de tener levantar línea submarina, entre otras cosas. Es factible que la alternativa del tramo argentino pueda ser viable, pero no hay que olvidar que es otra legislación, otro modo de ver las cosas. ¿Y qué pasa con la tramitación de ese tramo?, ¿Permite agilizar los plazos? Ese es otro tema del que, en el caso de que se materialice, habría que hacerse cargo.
Precisamente Argentina es un tema. Si Chile tiene complejidades para llevar a cabo sus proyectos, porque las demoras en su tramitación son extensas, en el país vecino las demoras provienen de la inconveniencia que ven los inversionistas de colocar capitales en un país donde no se respeta la inversión. Recordemos las medidas en Argentina que hablaban del congelamiento del precio de los hidrocarburos para la población, medida muy conveniente para la población, pero que estancó el desarrollo de nuevos proyectos. Las empresas no invirtieron ni un solo peso en la infraestructura existente y menos en nuevas iniciativas, dejando al país con importantes reservas, pero imposibilitadas de ser explotadas. Eso es lo que tiene a Argentina pidiendo ayuda a los países vecinos, a precios que en algún momento se van a disparar. |
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REPORTAJE CENTRAL |
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Grupo Saesa : |
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Simplemente, la eléctrica del sur |
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Es una de las empresas importantes del sector eléctrico en Chile, a la que le tocó vivir en carne propia los efectos del terremoto y tsunami. En la actualidad, la empresa opera sin ningún tipo de problema y ha retomado su plan de inversiones. |
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Hablar de energía eléctrica en el sur es hablar del Grupo Saesa. No se trata de un capricho sino de una realidad, de un importante número de empresas filiales al alero del holding que son reconocidas en cada uno de los segmentos donde se desempeñan.
El Grupo Saesa comprende geográficamente desde la región del Biobío hasta la de Aysén. A través de la distribuidora Frontel, le tocó vivir en carne propia los estragos del terremoto en toda la zona costera de la provincia de Arauco, donde debieron reconstruir kilómetros de sistema eléctrico público, para dar paso luego a la reconexión de las aldeas de reconstrucción.
A cinco meses de ocurrido el terremoto, la empresa –en materia de infraestructura y personas– vive una situación de normalidad, como lo evidencia el gerente general de la compañía, Francisco Mualim, cuando se le consulta sobre qué fue lo más complejo que les tocó vivir como empresa. “En lo que se refiere al terremoto hemos superado todas las inconveniencias que éste produjo y en este momento nos encontramos abocados a la electrificación de aldeas en zonas específicas del Golfo de Arauco, en Tubul, Arauco, Lota, entre otras localidades. Como sabemos, a las mediaguas se les proveyó de un kit eléctrico y es el que hemos instalado en las aldeas de nuestra zona de concesión”, señala primeramente, agregando que “en el caso de nuestra infraestructura, está todo reparado y de hecho quedó todo restablecido en Saesa dentro de las 36 horas siguientes a la emergencia”, explica. Sólo Frontel, que opera entre las regiones del Biobío y de La Araucanía, experimentó complicaciones mayores, donde los casos más rurales o de mayor necesidad de reconstrucción fueron logrados en un plazo de entre 30 a 35 días. La empresa tuvo todo tipo de situaciones, desde deslizamientos de tierra que impedían el acceso, hasta fallas en el sistema de subtransmisión pertenecientes a terceros que suministran en esa zona. A eso se agrega la caída de una línea transmisión de Transelec entre Charrúa y Coronel. Por otra parte, la empresa experimentó daños medios en una subestación, la cual quedó reparada a los 60 días, pero en el intertanto Arauco prestó su subestación para operar en la zona de Yungay. “A pesar de la magnitud del terremoto y maremoto, pudimos salir adelante con bastante celeridad. Lo importante de destacar es que recuperamos rápido el suministro, a excepción de las zonas más devastadas, y que se trabajó en forma muy coordinada entre las compañías distribuidoras, las distribuidoras con las generadoras, así como también con el ministro de Energía y la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la SEC; creo que formamos un buen equipo para superar la situación lo más rápido posible”, afirma el alto ejecutivo.
Una consecuencia directa del terremoto fue el llamado del ministro de Energía Ricardo Raineri a trabajar en conseguir un Protocolo de Comunicaciones entre las empresas del sector, los organismos competentes y la autoridad. Y es que las comunicaciones post contingencia no fueron las más óptimas. Lo que se entiende por Protocolo de Comunicaciones son los lineamientos de cómo tiene que fluir la información, donde el CDEC toma un rol preponderante en esto como también el ministro de Energía, y de ahí a todas las compañías que integran el sistema eléctrico van aportando información respecto la situación en que están en el preciso momento. Mualim reconoce que el Protocolo es una excelente medida, “ya que todas estas emergencias permiten identificar las deficiencias que pudiéramos haber tenido en la coordinación interna.
Retomando la senda
Antes del terremoto, el Grupo Saesa estaba enfocado en atender sus próximos objetivos, importantes proyectos e iniciativas que se vieron abruptamente suspendidos. La pronta respuesta de la empresa permite hoy retomar la senda de los fines trazados.
Según señala Francisco Quintana, gerente de Operaciones del Grupo, la compañía invertirá más de US$300 millones en el periodo comprendido entre 2010 y 2014 (el conglomerado ha invertido en promedio US$44 millones anuales durante los últimos años), en desarrollo de proyectos que permitan satisfacer las necesidades de crecimiento derivadas del aumento de demanda por energía, mantenimiento y mejoramiento de instalaciones para conservar la calidad de servicio en su zona de concesión, que comprende a las empresas distribuidoras Frontel, Saesa, Luz Osorno y Edelaysen, la transmisora STS y la generadora Sagesa. Y agregan que estas inversiones a su vez permitirán evacuar grandes bloques de energía al Sistema Interconectado Central (SIC), que será suministrado por las diferentes centrales actualmente en construcción, contribuyendo de paso a aumentar la oferta energética de manera amigable con el medioambiente.
Indica Quintana que uno de los proyectos que desarrollan actualmente, y que se inició en 2007, tiene como objetivo disponer un sistema de transmisión de 107 km en 220 kV, partiendo desde la subestación Melipulli en Puerto Montt hasta la nueva subestación en la Isla de Chiloé, ubicada en el sector Degañ. Este proyecto le significará a la empresa una inversión cercana a los US$35 millones, y permitirá –en una primera etapa– aumentar la capacidad de suministro hacia la Isla de Chiloé, satisfaciendo los requerimientos de demanda y calidad de servicio durante al menos los próximos 15 años, junto con viabilizar proyectos de generación eólica y otras ERNC que se están instalando en la zona.
Para la selección del trazado se consideró aspectos medio ambientales y técnicos de manera de minimizar los efectos que la construcción pudiera generar. Por ejemplo, los accesos, áreas protegidas, naturaleza del terreno, obstáculos naturales, sectores poblados, sitios de concurrencia masiva y aeródromos, persiguiendo en todo el trazado una mínima obstrucción visual.
Se proyecta que la etapa final será concretada en 2011 y corresponde al tramo de línea 220 kV que va desde Colaco – en el continente– hasta el sector Degañ en la isla. Esta etapa depende actualmente del proceso de concesión y negociación de servidumbres con propietarios de terrenos en 57 km de línea.
Por otro lado, el Grupo Saesa proyecta iniciativas en las regiones de Los Ríos y Los Lagos. Entre otras, el aumento de los niveles de tensión de 13,2 kV a 23 kV en San José de la Mariquina, Máfil y Los Lagos; y el aumento de potencia en las subestaciones y refuerzo de las líneas de 66 kV.
Saesa invierte en nueva infraestructura
Durante los dos últimos años, la empresa ha puesto en servicio cuatro subestaciones de poder y construido más de 19.000 km de líneas en media tensión y 100 km en líneas de subtransmisión.
Con una inversión cercana a US$1,6 millones, puso en operación la nueva subestación en la ciudad de Castro de 16 MVA 110/23 kV, rehabilitando las antiguas instalaciones de una central existente en el lugar. Quintana explica que el proyecto requirió la construcción de instalaciones en 110 kV para desarrollar redes de distribución que permitieran mejorar el suministro en dicha ciudad, así como reducir las pérdidas técnicas para el conjunto de redes de distribución que actualmente abastecían la ciudad desde Chonchi y Pid Pid. Las inversiones en el sistema de subtranmisión de 66 kV han requerido la construcción y modificación de la actual subestación El Empalme situada al sur de Puerto Montt, cambiando la tensión de servicio de 66 kV a 110 kV, lo cual requirió una inversión cercana a US$2 millones. Con todo, aseguran en la compañía que se logró mejorar la operación en el antiguo sistema de subtransmisión, permitiendo integrar proyectos de generación de clientes, como la nueva central Trapén, de 80 MW.
Por otro lado, se construyó la nueva subestación Calbuco, también de 16 MVA 110/23 kV. En este caso, el trabajo de Saesa permitió mejorar la calidad de servicio de la gran cantidad de clientes industriales y residenciales de la zona, mejorando sustancialmente la operación y disminuyendo las pérdidas técnicas del conjunto de redes que dan uministro en el sector. La inversión en esta iniciativa alcanzó los US$2 millones.
En materia de alimentadores subterráneos en 23 kV, la empresa catalogó estas inversiones como un nuevo hito en su historia. En 2009 se comenzó con el desarrollo de redes subterráneas para satisfacer el crecimiento en las zonas urbanas de mayor densidad, como Puerto Montt y Osorno, obras que en su conjunto demandaron una inversión de casi US$3 millones.
El tema de las fallas y corte del suministro a sus clientes es algo que preocupa en la empresa. Aunque están conscientes de que muchos de estos episodios tienen su origen en causas externas a la operación de las distribuidoras de energía eléctrica, parte importante de los presupuestos anuales se destinan a mejoramientos que propendan a disminuir estos efectos, principalmente en aspectos como protecciones contra aves y en la instalación de cables protegidos, ubicados en zonas con abundancia de árboles y sensibles a las condiciones atmosféricas.
Probablemente una de las empresas de mayor extensión rural del país, considerando la gran dispersión de sus 300.000 clientes y la alta densidad de bosques en las regiones del Biobío y La Araucanía, es Frontel. A la fecha, la empresa indica que han invertido del orden de US$6 millones anuales en su área de abastecimiento durante los últimos años, toda vez que tiene un importante plan de inversiones que habla de una inyección de recursos entre 2010 y 2014 cercano a los US$73 millones, y destinados principalmente a mejorar la calidad de servicio y la construcción de nuevas subestaciones de poder y líneas de transmisión. Estos dineros, indica Quintana, están destinados fundamentalmente a proyectos orientados a crecimiento, refuerzo y construcción de nuevas líneas, mejoramiento de instalaciones y de la calidad del servicio eléctrico. Y es que la idea de Frontel es acercarse a los centros urbanos con el fin de disminuir los tiempos de interrupción por fallas en el sistema de distribución.
En Frontel explican que, por ejemplo, una de las comunas incluidas en el plan de inversión es la de Cañete, donde se destinará un promedio anual de US$1 millón. Actualmente, esta zona es abastecida desde la subestación de poder Tres Pinos, propiedad de CGE Transmisión, situada a 24 km de la comuna, donde la distribución en media tensión es tarea de Frontel.
Por otro lado, para mejorar la calidad de servicio a sus clientes y permitir satisfacer todas las necesidades de los nuevos proyectos industriales, comerciales y residenciales, Frontel se planteó el desafío de poner en servicio en 2013 cuatro nuevas subestaciones de poder en las zonas de Cañete, Mulchén, Malleco y Tres Esquinas, construyendo un total de 157 km de líneas en 66 kV para transmisión y más de 125 km en redes de distribución.
Un poco de historia, para crear futuro
La actual situación de la empresa tiene mucho que ver con el escenario energético que se vive en el país. Hoy las condiciones no son las mismas de hace algunos años, hay nueva infraestructura y la demanda exige contar con nuevas redes.
En el Grupo Saesa lo tienen claro, y por eso con nostalgia recuerdan en la compañía los años en que producto de la industria salmonera en el sur y la forestal en el norte, las tasas históricas de crecimiento estaban en torno al 15% anual. “Ese fuerte dinamismo y caída del consumo, originó la necesidad de replantear el desarrollo de nuestro sistema eléctrico hacia una planificación más estratégica, la cual junto con mejorar en forma gradual la calidad del servicio a nuestros clientes, nos permitiera ir posicionándonos como un actor relevante en el mercado eléctrico nacional”, afirma el gerente de Desarrollo de Negocios del Grupo Saesa Iván Reyes.
Cabe señalar que el sistema de distribución de la compañía es eminentemente rural, se desarrolla en zonas con abundante vegetación, con alimentadores de más de 100 km de extensión en su eje troncal. La infraestructura debe soportar normalmente inviernos con vientos de más de 80 km por hora desde la región del Biobío hasta la de Los Lagos, y con más de 2 metros de nieve en las zonas cordilleranas, como Lonquimay, o más al sur en Coyhaique.
La empresa fija sus ojos en los nuevos Negocios
El buen funcionamiento de la compañía va de la mano con lo que el mercado le admita realizar. En ese sentido, el panorama es alentador, permitiendo proyectar una estabilidad que genere confianza a la hora de invertir recursos en obras y negocios a futuro.
Así al menos lo manifiesta Iván Reyes. Según el ejecutivo, el Grupo Saesa se encuentra en una etapa en la cual “las empresas están con una orientación muy clara en orden a brindar, por una parte, una buena calidad tanto de producto como de atención, situación que está claramente reflejada en la evolución positiva que tenemos al interior de la industria, como en el desarrollo de nuevas prestaciones y servicios para proporcionar una atención más integral a los requerimientos de nuestros clientes”. Agrega Reyes que “nuestro compromiso con los clientes no es sólo entregarles un suministro de adecuada calidad, sino que, además, apoyarlos y respaldarlos en distintos requerimientos que pudieran tener, como por ejemplo, estudios, proyectos de ingeniería y de obras, mantenimiento de redes y subestaciones, soluciones de respaldo energético, calidades especiales de producto y servicios para aumentar la eficiencia del consumo de electricidad”.
La Gerencia de Desarrollo de Negocios que Reyes lidera está focalizada en detectar los problemas y necesidades de los clientes para brindar más y mejores soluciones, controlando la calidad y oportunidad en que ellos se brindan. En ese sentido, se han dado pasos concretos para identificar de mejor manera cada cliente al que se le entrega suministro de electricidad. “Es posible señalar –indica Reyes– que en lo que se refiere a los clientes más relevantes en consumo de electricidad, están debidamente segmentados a objeto de dar debido seguimiento a su evolución individual y sectorial, además de las necesidades particulares que ellos demandan. Identificamos a clientes en el sector acuícola, donde se incluye a la industria salmonera que vemos en un proceso de clara recuperación, además de los sectores forestal y lechero, con una clara segmentación regional. También distinguimos a los que denominamos clientes corporativos, como compañías de telecomunicaciones, empresas sanitarias e inmobiliarias. La segmentación es básica para ofrecer productos y servicios a la medida de lo requerido por los clientes”, indica el ejecutivo.
Desde 2007 que el Grupo Saesa incursiona en el negocio del retail, práctica que se ha vuelto recurrente en empresas del sector eléctrico. En ese sentido, la empresa entrega a los clientes del segmento residencial la opción de crédito en su boleta. Por otro lado, progresivamente se ha ido incrementando la cantidad y variedad de productos y servicios en oferta, completando a la fecha la implementación de 24 de las 82 oficinas totales con productos disponibles. Consultado el gerente de Desarrollo de Negocios sobre si en la empresa están iniciado un proceso de potenciamiento en alguna variante del negocio, el ejecutivo es raudo en señalar que ven con mucho interés la gran cantidad de proyectos de generación, tanto eólicos como hidráulicos, que se proyectan en la zona de concesión, porque ello conllevará necesariamente el desarrollo de redes de evacuación, “que son el tipo de proyectos en que nos interesa invertir, construir y operar. Nuestra propuesta de asesoría a las empresas que están construyendo o por construir centrales de generación ha recibido una excelente recepción de parte de los inversionistas. A través de la empresa Sistema de Transmisión del Sur S.A. (STS), estamos colaborando activamente de manera de ser los proveedores de la red eléctrica que les permita evacuar su producción al SIC”, explica Reyes. Agrega que, “esperamos convertirnos en un colaborador directo de cada proyecto de generación, con un mecanismo que permite al interesado ir superando una a una las etapas de su evolución hasta lograr la concreción.
De hecho, en la actualidad están desarrollando un proyecto de más de 170 km de líneas transmisión y subestaciones por más de US$35 millones, que permitirá inyectar al SIC más de 100 MW de potencia provenientes de 10 centrales hidroeléctricas de pasada de tamaño pequeño que casi no generan impacto medioambiental.
En eficiencia energética la empresa también está realizando esfuerzos, de la mano de lo que el país está llevando a cabo desde hace algunos años.
“También estamos con una oferta bastante innovadora en nuestra línea Ecofull, que consiste en soluciones a la medida para optimizar el consumo energético en las industrias de la zona. En el sector acuícola, por ejemplo, en el caso de las pisciculturas, ya sea de recirculación o flujo abierto, planteamos soluciones que permiten reemplazar las tradicionales calderas a gas o diesel, con que se cuenta actualmente para controlar la temperatura del agua de las piscinas, lo anterior, mediante bombas de calor del tipo agua-agua, conocida como bomba geotérmica, lo que permite obtener ahorros de hasta un 40%. Este es sólo un ejemplo de la aplicación de las bombas de calor a los procesos industriales de nuestros clientes”, señala Reyes. En la empresa creen que aún queda mucho por hacer. “Creemos que tenemos cosas pendientes”, asegura el gerente de Desarrollo de Negocios. “En primer lugar, estamos en una tarea que es permanente, que es cómo mejoramos la oportunidad y calidad de los productos y servicios que brindamos, de manera de elevar los niveles de satisfacción de nuestros clientes. Y, en segundo término, escuchando con suma atención los requerimientos que se nos plantean, de manera de brindar soluciones novedosas, creativas y eficientes”, explica.
En lo concreto, en el corto plazo, la empresa tiene altas expectativas en lo que se refiere a la venta de materiales y equipos eléctricos. Indica Reyes que el poder de compra permitirá ofertar de manera muy atractiva a los proyectos que se desarrollen en la zona sur del país y así contribuir a su éxito.
Por otro lado, enfocados en los clientes industriales, la empresa apunta a una marcha blanca con un proyecto innovador: un equipo de regulación y de respaldo de potencia, que mejore la calidad y asegure la continuidad del suministro a las industrias.
Específicamente, en lo que tiene que ver con grandes clientes industriales y comerciales, Iván Reyes dice que “nuestro interés es que nos vean como proveedores de soluciones para sus necesidades y no sólo como sus proveedores de electricidad, queremos que nos sientan parte de la solución a sus problemas, entregándoles los productos y servicios que les permitan ser más competitivos dentro de sus respectivas industrias”. Agrega que “la estrategia es ser el socio en soluciones energéticas y no energéticas de nuestros clientes. Nuestro foco no son los productos, son los clientes y las soluciones a cada uno de ellos. Para esto la empresa ya ha efectuado cambios importantes en su estructura, alineándola al cliente. No existe un área de alumbrado público; existe un área de municipalidades, la misma que desarrolla y provee de soluciones que responden a las necesidades de ese cliente en particular”. Dice, además, que “en atención a la gran cobertura geográfica de nuestra zona de concesión, contamos con profesionales cuya finalidad principal es estar en contacto directo con nuestros grandes clientes, atendiendo los requerimientos que ellos nos demandan. Estos profesionales tienen un gran conocimiento de los procesos industriales que desarrollan los clientes, por lo que entienden claramente sus problemas y el lenguaje con que se maneja cada industria en el sur del país”.
Al alero de la Gerencia de Desarrollo de Negocios se encuentra el recambio de luminarias de alumbrado público, servicio que se brinda a los municipios que están en la zona de concesión. Si bien esta es una práctica que muchas empresas llevan adelante, lo cierto es que el Grupo Saesa se desmarca al estar haciendo pruebas con luminarias en base a LED (Light Emitting Diode). “Tenemos instaladas luminarias de este tipo en dos comunas. Las luminarias LED son más eficientes en consumo de electricidad que las luminarias convencionales por lo que representan una opción muy interesante para reducir el consumo de electricidad a nivel municipal”, finaliza el ejecutivo.
Grupo Saesa: Presente en el mercado energético
El Grupo Saesa es propiedad en partes iguales del consorcio formado por el fondo de inversiones canadiense Ontario Teachers Pention Plan y la americana Morgan Stanley Infrastructure.
Opera en todas las áreas del sector energía del país. En generación, participa a través de Sagesa y Edelaysen, propietarias de centrales hidroeléctricas, térmicas y la primera eólica instalada en Chile en 2001, en la zona de Coyhaique, como es Alto Baguales (1,98 MW). En conjunto generan 170,2 MW de potencia instalada. En transmisión, opera a través de Sistema de Transmisión del Sur S.A. (STS), manteniendo 1.142 km de líneas repartidas en las regiones de operación. Y en Distribución, el Grupo Saesa está presente a través de sus filiales Frontel, Saesa, Luz Osorno y Edelaysen, entregando servicio a más de 690.000 clientes en cinco regiones del país, con una red que supera los 32.600 km de extensión en líneas de media tensión y 21.900 km en baja tensión.
Para los 800 empleados de la compañía y sus 3.000 contratistas, el poder llevar luz, especialmente a los sectores más apartados, es el compromiso que les motiva cada día.
Empresas del Grupo Saesa: Buenos resultados en la Encuesta de Calidad de Servicio Eléctrico
Según la última Encuesta de Calidad de Servicio Eléctrico (ECSE) realizada por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) en 2009, resultados oficiados en junio recién pasado, el avance que han tenido las empresas del Grupo Saesa ha sido innegable.
Y es que esta encuesta representa el 37,5% de la nota con que se arma el ranking anual de calidad de servicio de las eléctricas (el 50% corresponde al Indice de Continuidad de Servicio, y el 12,5% a la Gestión de Reclamos), lo que augura que las empresas del Grupo estarán bien posicionadas cuando a fin de año la SEC dé a conocer el nuevo ranking. En ese sentido, las empresas tuvieron un salto relevante con respecto a 2008, cuando Frontel, con 8,38 puntos, se ubicaba en la posición 17. Le seguían Edelaysen, con 7,12, en el lugar 29; más atrás, Saesa, con 6,84, en el lugar 30; y cerrando, Luzosorno, con 6,17, en el puesto 31. La figura actual posiciona a Frontel en el puesto 8, con 9,32 puntos, nueve ubicaciones más adelante que año anterior; le sigue Saesa, en el puesto 11 (19 puestos más adelante que en 2008), con 8,73; Luzosorno, con 8,37, en el puesto 13, es decir, avanzó 18 puestos; mientras que cierra Edelaysen en el puesto 16, con 8,07 puntos, registrando un avance de 13 puestos.
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HIDROCARBUROS |
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En qué consiste el Sistema de Protección ante Variaciones de Precios de Combustibles (Sipco) : |
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Cómo el Gobierno buscará mitigar las alzas del petróleo |
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La iniciativa presentada por el Presidente Piñera se centra en la protección en los contribuyentes del Impuesto Específico a los Combustibles (IEC), reduciéndolo cuando los precios en el exterior.
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El 30 de junio pasado caducó el Fondo de Estabilización del Precio de los Combustibles (Fepco) y los beneficios tributarios que recibían los camioneros. Este fondo fue creado por la Ley 20.063 con el fin de mitigar la oscilación de los precios de venta internos ocasionada por los vaivenes del mercado internacional, centrándose en los siguientes combustibles: gasolina automotriz, el petróleo diesel, el gas licuado de petróleo y el kerosene doméstico. El Fepco entraba en acción cuando los precios internacionales de los combustibles sobrepasaban el tope de una banda establecida y determinaba una carga tributaria que subía el precio de la bencina cuando los precios bajaban en el exterior con respecto a la misma banda. Cabe destacar que entre 2000 y 2009 el Fepco significó un desembolso de US$2.344 millones por parte del Estado.
Desde el 1 de julio de 2010, el Fondo de Estabilización del Precio del Petróleo (Fepp), recuperó su vigencia para todos los combustibles. Desde 1991 este sistema ha tenido un ancho de banda de +/-12,5%. En el nuevo régimen se mantendrá esta cifra y, de esta manera, no se repetirá el ancho de +/-5% que rigió desde octubre de 2005 hasta junio de 2010.
El pasado 13 de julio ingresó a la Cámara de Diputados el mensaje del Presidente Sebastián Piñera que crea un nuevo sistema de protección al contribuyente que enfrenta las variaciones en los precios internacionales de los combustibles. El nuevo sistema se llama Sistema de Protección ante Variaciones de Precios de Combustibles (Sipco).
La iniciativa se encuentra en su primer trámite constitucional, vale decir, en la discusión del Proyecto de Ley en la cámara donde fue presentado originalmente; en este caso, se trata de la Cámara de Diputados. Esta etapa incluye la discusión general de las ideas fundamentales del proyecto, informe de comisiones y la discusión en particular de la sala que revisa cada uno de los artículos.
La propuesta propone centrar la protección en los contribuyentes del Impuesto Específico a los Combustibles (IEC), flexibilizando su magnitud, favoreciendo a quienes asumen la carga de limitar las externalidades, tales como congestión, contaminación y otras. Según resalta el mensaje, el Sipco responde a la necesidad de reducir el IEC cuando los precios externos suben.
El Sipco establece un componente variable al IEC (1,5 UTM por m3 en el caso del diesel y 6 UTM por m3 para las gasolinas). Esto se traducirá en una baja del IEC cuando suba el precio de los combustibles en el exterior, y viceversa, cuando haya bajas importantes de los precios a nivel internacional. Este mecanismo permitirá que los consumidores chilenos se beneficien de los menores precios que eventualmente puede llegar a generar el Sipco. Además, se establece el reemplazo de los impuestos y créditos que ha definido el Fepco por alzas y disminuciones al monto del impuesto específico.
Se espera que en una segunda etapa se reemplace el cálculo del componente variable de IEC por las fórmulas propias de un seguro. Con esto el impuesto tendrá dos componentes: su valor base, que permanece fijo en las magnitudes definidas por la Ley 18.520 para cada combustible; y el componente variable, que cambia entre períodos. Esto se obtiene con la suma de las primas para los seguros cancelados durante ese período, restándole la suma de las indemnizaciones que se hayan cobrado en ese lapso.
El sistema estaría constituido por seguros financieros contratados por el Ministerio de Hacienda, con la precaución de que sea con un mínimo costo para los consumidores cubiertos y ofreciendo una máxima seguridad de cumplimiento de las contrapartes. Las reglas de contratación serán establecidas en uno o más decretos supremos.
Con respecto a los beneficios tributarios para los camioneros, desde el 1 de julio de este año se encuentra vigente la ley que cambia el reintegro del Impuesto Específico al Petróleo Diesel (IEP) para ese gremio. Esto les permite recuperar un porcentaje de los pagos por concepto de impuesto específico al petróleo diesel de acuerdo a ciertos tramos porcentuales. La legislación tendrá vigencia hasta el 30 de noviembre de 2011.
El proyecto establece tres tramos de reintegro: hasta las 18.600 UTM, la devolución es del 63% del impuesto específico; entre 18.600 UTM y 42.500 UTM, 39%; y superior a 42.500 UTM, el reintegro es de 29,65%. Este sistema implica una rebaja pareja del orden del 22% en comparación con el sistema anterior. El costo fiscal será de US$73 millones para los próximos 16 meses en que tendrá vigencia la nueva legislación.
Copec a la caza del mercado colombiano
En mayo pasado, Copec anunció la firma de un acuerdo con AEI, con el cual ingresa al grupo controlador de la compañía colombiana Terpel.
Específicamente, el acuerdo consiste en la adquisición de AEI Colombia Holdings Ltd. y AEI Colombia Investments Ltd, dos de tres sociedades de AEI, que tienen el 52,13% de las acciones de Proenergía Internacional S.A. Esta última sociedad es el accionista mayoritario de Sociedad de Inversiones en Energía S.A. (SIE), la entidad que controla Terpel; así, las sociedades adquiridas por Copec poseen en conjunto el 47,2% de las acciones de Proenergía. El acuerdo establece además una opción de compra sobre la tercera sociedad (AEI Colombia Ltd.), que tiene 4,93% de las acciones emitidas por Proenergía.
En Colombia, Terpel cuenta con una participación de mercado en volumen de 37%, con 1.270 estaciones de servicio y 198 puntos de venta de gas natural vehicular (GNV). Esto es prácticamente el doble de los locales que tiene Copec en Chile, con 623 estaciones en el país. En tanto, Terpel tiene 20% de sus activos en el exterior, repartidos entre Ecuador, Panamá, Perú y Chile.
Una vez materializado este acuerdo, Copec lanzará una OPA en Colombia para aumentar su participación en Proenergía para adquirir el control de la propiedad.
En un comunicado, la empresa explicó que “la decisión de Copec de desarrollar esta operación internacional se inscribe en la permanente búsqueda de oportunidades en mercados que ofrezcan condiciones regulatorias, institucionales y de competitividad, que favorecen al desarrollo de las fortalezas que ha acumulado en el ambiente altamente competitivo de Chile. Desde el punto de vista del mercado de los combustibles (el mercado colombiano) se encuentra evolucionando a condiciones similares a las de Chile. Existe una marcada estrategia de apertura comercial al mundo y en la actualidad Colombia exhibe una gran fortaleza institucional y un ambiente propicio para la inversión extranjera”.
Un punto de especial atención es que Copec ha manifestado que no tiene interés de contar con los activos de Terpel Chile, por lo que presentó una consulta al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC), pidiendo un plazo máximo de dos años para desprenderse del negocio de Terpel en Chile. En su presentación, la firma chilena manifestó que tomará medidas para garantizar la “independencia, autonomía y competencia” entre ambas empresas, para así espejar “cualquier duda sobre los posibles efectos que pudiera producir la inversión internacional de Copec en lo relativo al mercado chileno”.
Entre las acciones que Copec ofrece está que los directores de Terpel Colombia y las controladoras que dependan o estén relacionadas con la firma se abstengan de conocer o intervenir en la gestión de la filial en Chile, labores que serán encargadas a un comité especial; y no hacer negociaciones con Terpel Chile, mantener su plana gerencial y ejecutiva.
Petrobras, el gigante brasileño en Chile
En abril del año pasado selló su entrada al mercado de combustibles chileno, después de ocho años de estudio. En ese momento, adquirió la participación de ExxonMobil en Chile (Esso) y las demás firmas locales asociadas, que equivalen al 16% del mercado minorista y el 7% del industrial, con 230 estaciones de servicio y seis terminales de distribución de combustibles, dos que son joint venture. Los brasileños entraron, además, en la participación de negocios relacionados: 22% en la Sociedad Nacional de Oleoductos y 33,3% en Sociedad de Inversiones de Aviación.
El objetivo del gigante petrolero en Chile es claro: convertirse en el segundo distribuidor de combustibles en Chile, desplazando a Shell, que cerró el año pasado con una participación de 17,7% en ese mercado.
Por otro lado, la firma anunció en mayo pasado un plan piloto para introducir etanol en Chile, junto a Chevrolet. Concretamente este plan contempla la importación de vehículos con tecnología FLEX, que funciona indistintamente con gasolina o con etanol. Petrobras quiere extender este negocio al parque de camiones y buses en el país. Ese mismo mes, la petrolera presentó a la Corema de la Región de Antofagasta el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para un terminal de carga y descarga de combustible en Mejillones, el que tendrá una inversión de US$2 millones.
construcción de dos tuberías de descarga de combustibles clase I y II, la que recorrería 2,6 kilómetros, y la instalación de la línea submarina, cuyo trazado sería de 450 metros. La vida útil establecida para las operaciones del terminal sería de al menos 20 años. |
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ENERGÍAS RENOVABLES |
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Con primera planta de generación eléctrica : |
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Geotermia podría dar un paso más en Chile |
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La generación eléctrica a partir del calor de la tierra se convertirá en una realidad en nuestro país en 2014. A futuro, en un escenario optimista, esta fuente podría duplicar la actual capacidad instalada en territorio nacional. |
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Chile está ubicado en una zona abundante en fuentes termales, volcanes y fallas geológicas. Estamos sobre el llamado “Cordón de Fuego” del Pacífico, que causa los terremotos y que concentra en nuestro territorio el 10% de los volcanes en el mundo. Este panorama, que puede sonar inquietante a luz de los acontecimientos recientes, tiene un lado muy positivo, energéticamente hablando: tenemos un potencial geotérmico que podría traducirse en una mayor independencia energética.
La geotermia, término que deriva del griego y que significa “calor de la tierra”, se convertirá en un actor relevante dentro del desarrollo de las Energías Renovables no Convencionales (ERNC) en Chile. En el mundo hay una capacidad instalada de generación geotermoeléctrica que totaliza 9,7 GW, siendo el líder Estados Unidos, con 2.687 MW, seguido de Filipinas con 1.970 MW. En nuestro país en tanto, todavía no hay una central comercial de generación eléctrica propiamente tal, pero todo apunta a que esta situación cambiará, puesto que tanto privados como el sector público han dado pasos concretos en esa dirección.
Según estimaciones que entregó Oscar Valenzuela, gerente general de Enel Chile, en la última versión de ElecGas, el país tiene un potencial para el desarrollo geotérmico estimado entre 1.500 y 3.000 MW, con zonas ricas en este recurso repartidas a lo largo del territorio. Sólo en el Tatio se ha detectado una capacidad para generar hasta 400 MW. En tanto, el gobierno de la ex Presidenta Michelle Bachelet estimó en su momento, por medio de proyecciones del Ministerio de Minería, que el potencial chileno en geotermia podría llegar a los 16.000 MW, más que toda la capacidad de generación eléctrica instalada actualmente en Chile.
Ya para 2014, se estima que el país podría contar con por lo menos 500 MW de generación derivada de la geotermia, según lo dio a conocer el ex ministro de Minería, Santiago González. En enero de este año, González firmó los decretos que adjudicaron 17 concesiones de exploración a siete grupos que participaron en una licitación pública. “Creo que de aquí a dos años estaríamos en condiciones de saber cuáles de estos prospectos se transformarán finalmente en proyectos geotérmicos. De ahí la elaboración de una planta demorará un año más. Por lo tanto, entre 2013 y 2014 podríamos estar generando energía eléctrica con alguno de ellos”, señaló el ex secretario de Estado en ese momento.
En ese proceso de licitación, Energía Andina (de Enap y Antofagasta Minerals) se adjudicó cinco concesiones; la Empresa Geotérmica del Norte (conformada por Enel y Enap, y una participación menor de Codelco) se adjudicó tres concesiones, mientras que Colbún, la chilena Serviland Minergy, la australiana HotRock y la canadiense Polaris Energy se adjudicaron dos áreas de exploración. En tanto Ormat Andina se adjudicó un bloque. Estas zonas de licitación, son sectores cordilleranos que van desde la Región de Arica y Parinacota hasta la Araucanía. Cabe recalcar que las empresas también pueden acceder a zonas para exploraciones geotérmicas en zonas no afectas a licitación, con la ventaja que en las zonas concesionadas ya se han hecho estudios que confirman su potencial geotérmico. Las empresas que fueron beneficiadas con las concesiones, en tanto, se comprometieron a invertir US$106 millones en un plazo de dos años.
Posteriormente, en febrero de este año, todas las materias relacionadas con la aplicación de la Ley Nº19.657, sobre Concesiones de Energía Geotermia, y con los Contratos Especiales de Operación (Ceop) pasaron a ser tramitados por el Ministerio de Energía, por lo que dicha entidad quedó a cargo desde ese momento del proceso de concesiones geotérmicas.
Recientemente, la prensa informó que se han producido demoras al desarrollo de los proyectos geotérmicos. Esto, porque el proceso de licitación consideró la posibilidad de reclamaciones de terceros que obligaban a revisar todo el proceso, lo que produjo la demora en la firma definitiva de los decretos. Sin embargo, el Gobierno informó el mes pasado el ingreso de los decretos a Contraloría para su revisión, para sellar finalmente los contratos con los privados para iniciar las obras, proceso que podría tomar dos meses. “El último período de reclamación venció el 20 de julio. No hubo reclamaciones por parte de las empresas y los decretos que adjudican las concesiones serán enviados a Contraloría el lunes 26 de julio”, informó el Ministerio de Energía.
Los proyectos que están en camino
Hay compañías que ya han adelantando cuáles serán sus próximos pasos en el área geotérmica. Colbún, controlada por el grupo Matte, informó que está estudiando instalar más de 300 MW de nueva capacidad en base a ERNC durante los próximos 10 años. “El objetivo es contar, a partir de 2015, con nuevas opciones de generación renovable competitiva, y la geotermia está en el corazón de esta estrategia”, comentó a los medios de comunicación Bernardo Larraín, gerente general de la empresa.
El ejecutivo precisó que en sociedad con Geo Global Energy (GGE) cuentan con dos concesiones de exploración: una en Calama y la otra en San José de Maipo, y que los procesos de búsqueda de reserva tardarán cerca de dos años en arrojar resultados. Adelantó además que, según estimaciones preliminares, éstas podrían sumar una capacidad de generación de 100 MW, centrales que estarían en operación a contar de 2015.
Próximo a entrar en tramitación ambiental está el proyecto Apacheta, de propiedad de la Empresa Geotérmica del Norte (EGN). Esta iniciativa busca levantar una unidad generadora de 40 MW en la Región de Antofagasta. Apacheta I debería iniciar obras en 2011, si se aprueban los permisos ambientales.
Pero eso es sólo la fase inicial, ya que los estudios de exploración, hechos a contar de 2007, han ratificado que Apacheta tiene un potencial de entre 150 y 250 MW para el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).
Además, la compañía tiene la concesión de exploración de Chillán, ubicada en las comunas de Coihueco y Pinto, donde pasó a la fase de explotación en febrero pasado. Esto les permite perforar, construir y poner en marcha una unidad de generación, que usará parte de las fuentes probables de los Nevados de Chillán, con una inversión de US$190 millones y una capacidad de generación de 35 MW.
El ejemplo neozelandés
La geotermia en Chile es vista como una posibilidad cierta para la generación de energía eléctrica. En otros países ya pasaron por el ejercicio de considerar este tipo de fuente y hoy la geotermia aporta una importante potencia a las matrices eléctricas. Uno de esos países es Nueva Zelanda, país con condiciones similares a Chile y que los une estar ubicados en el cinturón de fuego del Pacífico. Esto le permite a Nueva Zelanda, que comenzó su proceso en 1958, con el yacimiento Wairakei, generar geotérmicamente cerca del 8% de sus necesidades eléctricas. De hecho es el sexto país a nivel mundial en aprovechar este recurso, generando 628 MWe, y el Instituto Geotérmico de Nueva Zelanda, dependiente de la Universidad de Auckland, es pionero en la investigación geotérmica y en el desarrollo de tecnología para aprovechar esa energía. |
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ENERGÍAS RENOVABLES |
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Expo Apemec 2010 : |
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Primera reunión masiva del Sector Mini Hidro en Chile |
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El evento sienta el primer precedente de esta clase de encuentros y la idea es que se repita, transformándose en un referente a nivel latinoamericano. |
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En la discusión por las energías renovables en el país, la proveniente del uso del agua es una de las protagonistas. Y es que Chile tiene innumerables cuencas en las cuales se puede instalar infraestructura que permita en el futuro aportar con una importante cantidad de energía para cubrir en alguna proporción el seguro incremento de la demanda.
La energía hidráulica tiene en las centrales de paso una gran oportunidad. Entendida esa premisa, en el país se organizó los días lunes 5 y martes 6 de julio, en Espacio Riesco, la primera Feria Internacional del Sector Mini Hidro en Chile, evento organizado por la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec). Esta entidad, sin fines de lucro, reúne a empresas y personas naturales propietarios de proyectos o centrales hidroeléctricas que tengan una capacidad que fluctúe entre los 1 y 60 MW de potencia instalada. Apemec nació con cinco socios y en un corto plazo, experimentando un crecimiento importante, actualmente cuenta con 125, de los cuales 49 son directos y 62 indirectos. La reunión, que en sus dos días fue visitada por cerca de 800 personas, marcando todo un precedente, ayudará –según comentan en la Asociación– a concretar proyectos con un potencial sobre los 10.000 MW.
“Hace tan sólo 3 años no existía en Chile el sector Mini Hidro, como tal. Hoy tenemos 15 mini centrales en etapas de operación, construcción o próximos a iniciar construcción, y decenas de proyectos en desarrollo”, indicó en la inauguración de la jornada el presidente de Apemec, Pedro Matthei.
Expo Apemec fue inaugurada por el ministro de Agricultura, José Antonio Galilea, quien recalcó la importancia del tema energético para el gobierno. “Tener más y mejor energía en nuestro país es una de las tareas centrales del gobierno del Presidente Sebastián Piñera, y consecuentemente del Ministerio de Agricultura. Esta primera feria va a potenciar un debate; y más que eso, ayudará a tomar resoluciones en algo que probablemente debimos haber comenzado a hacer hace algún tiempo”. El secretario de Estado agregó que “en la economía global la relación que existe entre la disponibilidad de energía de una nación y su grado de desarrollo son simplemente inseparables. Por lo tanto, se vuelven fundamentales”.
En la segunda jornada el encargado de comenzar la sesión fue el ministro de Energía, Ricardo Raineri. Este último puso énfasis en que los objetivos de la política energética se sustentan en tres pilares fundamentales: Energía a precios competitivos; seguridad energética; y energía amigable con el medio ambiente. En la ocasión el ministro Raineri puso énfasis en la Ley 20.257 (de ERNC), específicamente en algunos aspectos de la nueva normativa. “La Ley de ERNC establece una exigencia para quienes hagan retiro de energía del sistema eléctrico, certifiquen que un 5% de esas energías proviene de fuentes renovables no convencionales. Esta exigencia debe subir a un 10% en 2024 y eso se contabiliza con aquellos contratos que fueron suscritos con posterioridad al 31 de agosto de 2007”, explicó.
Las directrices del Ministerio de Energía se encuentran ligadas con los beneficios que entrega el hecho de invertir en energías renovables no convencionales, destacando la mayor independencia energética, mayor estabilidad de los precios de la electricidad, aporte al tema del cambio climático, reducción de la huella de carbono, bajo impacto ambiental y el aporte a la competitividad.
Ricardo Raineri se comprometió a agilizar el proceso de aprobación de proyectos vinculados al sector Mini Hidro con propuestas que disminuyan a la mitad la tramitación de éstos.
Los pro y los contra del sector
Apemec tiene un completo análisis del sector, estudio sobre el cual se basó la Asociación para detectar una serie de barreras que impiden que éste se desarrolle con mayor velocidad. Entre estas barreras se encuentra la dificultad para costear líneas de transmisión de longitud superior a 5 km para proyectos pequeños. También Apemec observa dificultades en el proceso de otorgamiento y traslado de derechos de agua, que puede ser demasiado lento, retrasando el desarrollo de proyectos. Además, el sistema de evaluación ambiental requiere ser mejorado, según Apemec, ya que el actual puede tomar mucho tiempo, dejando proyectos estancados. La tramitación en la solicitud de construcción de obras hidráulicas puede tomar un tiempo considerable, y no existe un reglamento claro en el cual basarse. La Dirección General de Aguas (DGA) cuenta con un equipo de sólo tres personas para revisar la totalidad de proyectos mineros, agrícolas e hidroeléctricos, lo que eventualmente genera un problema a la hora de analizar la gran cantidad de iniciativas que recalan en la partición gubernamental.
La idea es que Chile imite los buenos ejemplos. “Costa Rica para 2021 se autoimpuso ser el primer país en el planeta en ser carbono neutro”, indicó Pedro Matthei, en el sentido de imitar las autoexigencias que países como Chile se instalan en pos del desarrollo en ciertas materias. Así, perfectamente Chile se puede autoimponer ser líder regional de lo que a hidroelectricidad de pasada se refiere.
A las trabas antes señaladas se contraponen los motivos por los cuales es conveniente fomentar el sector Mini Hidro en Chile. El presidente de Apemec tiene claras cuáles son las potencialidades de la fuente y las tecnologías: 1) Fuente abundante. 2) Estabilidad del abastecimiento 3) Tecnología madura y probada. 4) Tecnología de futuro. 5) Actores familiarizados con la industria. 6) Rápida aplicación. 7) Generación distribuida. 8) Bajo riesgo de operación. 9) Costo de generación razonable. 10) Amigable con el medio ambiente. 11) Sin emisión de gases invernaderos. 12) Importante fuente de bonos de carbono. 13) Espacio para pequeños generadores. 14) Generación de actividad económica distribuida. 15) Beneficios comunitarios distribuidos. 16) Importantes externalidades positivas para la agricultura. 17) Baja inversión que se requiere a escala.
Adicional al seminario se montó una muestra monográfica compuesta por cerca de 150 empresas de ocho países (Alemania, Argentina, Austria, Chile, España, Italia, Perú y República Checa), compañías relacionadas con el sector hidroeléctrico. Principalmente se encontraban empresas vinculadas con la entrega de suministros, aunque también estuvieron otros rubros representados, tales como: constructoras, asociaciones, proveedores de equipos. Cabe consignar que revista ELECTRICIDAD, del Grupo Editorial Editec, fue considerada medio oficial de la Expo Apemec 2010.
Anexo al seminario y a la muestra monográfica en la feria también hubo espacio para la discusión técnica, que se desarrolló en los ocho side events, pequeños seminarios en los cuales las empresas pudieron difundir los servicios y productos que ofrecen, transformándose en una excelente oportunidad de negocios. La idea de Apemec es repetir la feria, con la firme intención de que se transforme en una referente regional dentro del mercado mundial del Mini Hidro. “Aquí algunos de los actores que vienen de otros países nos pidieron que nosotros de alguna manera convoquemos a los otros países de Latinoamérica que también están trabajando activamente en el sector Mini Hidro. De modo que Chile sea plataforma para promover estas tecnologías”, concluyó Pedro Matthei. Ei
Lo que ofreció Expo Apemec
Expo Apemec 2010 presentó cuatro paneles de discusión, los dos primeros se desarrollaron el lunes 5 de julio y los estantes el martes 6 de julio, cuales fueron:
1.- Desafíos administrativos relacionados con la tramitación de derechos de agua en la DGA.
2.- Financiamiento bancario: ¿Cómo lograr Project Finance?
3.- Ley ERNC y modalidades de venta de energía: ¿Cómo mejorar la Ley ERNC para concretar proyectos PCHs?
4.- Interconexión al SIC: ¿Qué falta para que las PCHs puedan inyectar?
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ENERGÍAS RENOVABLES |
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Central hidroeléctrica La Confluencia : |
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Radiografía de una importante central de pasada |
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Este proyecto comenzará a operar en octubre de este año
junto a su ‘hermana gemela’ La Higuera. Entre las dos aportarán al SIC poco más de 300 MW.
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La compañía Tinguiririca Energía es un joint venture entre la empresa australiana Pacific Hydro y la sociedad noruega SN Power, ambas mundialmente conocidas por materializar en distintas partes del planeta proyectos de energías renovables. En Chile ambas compañías fundidas en sociedad vieron hace algunos años en el Valle del Tinguiririca oportunidades para llevar a cabo sendos proyectos hidroeléctricos de pasada, los primeros de ese tipo de gran magnitud.
A fines de 2006 comenzaron las obras de construcción de la central hidroeléctrica La Higuera. Un año después, los trabajos se enfocaron en la central La Confluencia. En concreto, lo que Tinguiririca Energía posee en el valle es un proyecto de 310 MW que en octubre de este año debiera aportar electricidad al SIC a través de las dos centrales.
Los últimos trabajos se enfocan actualmente en La Confluencia. Las obras son lideradas por el consorcio de constructoras chileno-alemán Hotchief-Tecsa y la central tendrá un costo estimado de US$350 millones. La Confluencia se ubicará al interior de San Fernando, en la Región del Libertador Bernardo O`Higgins y recibirá agua de los ríos Tinguiririca y Portillo. El nuevo proyecto está ubicado a unos 140 kilómetros de Santiago y a 1.430 metros sobre el nivel del mar.
La central de 155 MW abastecerá de energía eléctrica a aproximadamente 450.000 hogares. En la construcción de La Confluencia se utilizó tecnología de punta. Una de las principales innovaciones que ofrecerá la nueva central será la posibilidad de que ésta pueda ser operada de forma remota. Por ejemplo, ejecutivos de la compañía aseguran que este procedimiento puede ser desarrollado desde Santiago, vía telecontrol. “Actualmente, mejor tecnología que la que nosotros estamos aplicando en el proyecto no hay en el mercado. Trabajamos con un proveedor que está en la constante dinámica de desarrollar nuevas tecnologías. Nos han suministrado equipos de punta”, afirma Mario Pérez, gerente técnico del proyecto La Confluencia.
Lo más complejo en la construcción de una central hidroeléctrica es la instalación de la turbina. Es precisamente por ese motivo que se realizaron todos los estudios en el caso de La Confluencia, presentando en este ejercicio un modelo homologado, vale decir, se utilizó un diseño ya probado. Adicionalmente, se le hizo todo un análisis CFD a la central, esto es estudios computacionales tridimensionales para verificar el comportamiento de la eficiencia de la unidad en los distintos rangos de operación.
Según constatan en Tinguiririca Energía, La Confluencia es una obra que prácticamente no tiene mayores influencias sobre el medio ambiente, salvo la construcción de la sala de máquinas que prácticamente tiene que insertarse en un cerro. Cabe consignar que por tratarse de una central de pasada el tratamiento que hace el proceso de generación de una central hidroeléctrica es absolutamente limpio, ya que el agua que se recibe aguas arriba en la turbina es prácticamente la misma que se entrega aguas abajo, por lo tanto no hay ningún proceso de transformación del recurso.
El túnel que toma las aguas del Tinguiririca a la fecha se encuentra terminado. No obstante, falta realizar los trabajos finales de limpieza. Con respecto a la casa de máquinas, la compañía pretende realizar las primeras pruebas a fines de este mes o comienzos de agosto, periodo en el cual la línea de transmisión debiese también estar completada.
Tinguiririca Energía señala que el túnel en el sector de El Portillo se encuentra retrasado, esto debido a que el proceso de perforación ha presentado más de un problema producto de la mala calidad de la roca existente en el lugar. “Con una roca buena puedes avanzar 50 ó 60 metros por semana; con una roca mala puedes avanzar un metro por día”, señala Claudio Montes, gerente general de Tinguiririca Energía. Pese a ello, está proyectado que La Confluencia comience a funcionar provisoriamente alimentada sólo por el río Tinguiririca, dejando para un segundo momento el aporte del río Portillo.
Contrato de abastecimiento
Tinguiririca Energía posee un acuerdo PPA de ventas de energía con la compañía de distribución eléctrica Chilectra, mediante el cual se estipula que a partir del 1 de enero de 2011 La Confluencia empezará a vender energía. Sin embargo, quedó acordado que en el caso que la central comience a despachar antes, esta energía se le venderá a la Bolsa de Energía. La implicancia clave de esto es que actualmente la Región del Libertador Bernardo O`Higgins debe importar energía, vale decir, tiene que comprar la energía a otras regiones, pero la nueva central dará vuelta este ciclo económico, ya que la región se convertirá en exportadora de energía debido a que está proyectado que La Confluencia generará un superávit energético para abastecer la región, excedente que podrá ser vendido a otras regiones. |
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ENERGÍAS RENOVABLES |
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Seminario Biomasa 2010 : |
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Buscando diversificar la matriz energética |
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Chile posee una altísima dependencia energética y las alternativas para buscar generar mayor autonomía son claves para un desarrollo sustentable y sostenible en el tiempo. Al menos los esfuerzos son constantes. |
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Las energías renovables se han instalado más allá de la discusión en el país, siendo algunas fuentes de generación aún material de debate, acerca de su aporte a la matriz energética. Entre estas últimas alternativas se encuentra la utilización de desechos orgánicos y el uso de biocombustibles, alternativas aún bajo un análisis que promete concluir sus reales beneficios al país, lo que –eventualmente– podría acelerar su irrupción. Precisamente este ímpetu es el que se trató en “Biomasa 2010: Oportunidad, cultivos energéticos y frontera agrícola”, evento que se llevó a cabo entre el miércoles 30 de junio y el jueves 1 de julio en la sede de la FAO (Organización de las Naciones Unidas para la Agricultura y la Alimentación). Fue organizado por la Universidad de Chile, contó con el patrocinio de la FAO, del Ministerio de Energía, el de Agricultura y el Ministerio de Bienes Nacionales, y con el apoyo de Innova CORFO y el auspicio de Agroenergía y Demarka.
Al encuentro, que tuvo en la revista ELECTRICIDAD a su medio oficial, asistieron personalidades del mundo público, privado y académico. Hubo representantes de Chile, Argentina, Perú, México, España y Finlandia, y destacó la participación del ministro de Energía, Ricardo Raineri; del ex secretario de Energía y Economía de México, Fernando Canales; del representante regional FAO para América Latina y el Caribe, Graciano da Silva; del representante FAO para Chile, Alejandro Flores; y del decano de la Facultad de las Ciencias Agronómicas de la Universidad de Chile, Antonio Lizana.
El primer día asistieron aproximadamente 250 personas y en la jornada siguiente alrededor de 200. El miércoles el tema eje fue la “Puesta en valor de los suelos marginales y ampliación de la frontera agrícola” y el jueves lo central fue la “Investigación, negocios e innovación en la producción y uso de biomasa”.
Se dividió el seminario en ocho secciones, el primer día se desarrollaron cuatro de éstas:
• Sección 1: Contribución del Estado al desarrollo de la bioenergía.
• Sección 2: Puesta en valor de suelos marginales y ampliación de la frontera agrícola.
• Sección 3: Experiencia en cultivos energéticos forestales.
• Sección 4: Experiencia en cultivos energéticos agrícola
El segundo día, en tanto, se desarrollaron las restantes:
• Sección 5: Desarrollo de aplicaciones para la toma de decisión y negocios en biomasa.
• Sección 6: Consorcios tecnológicos empresariales para biocombustibles.
• Sección 7: Tendencias tecnológicas.
• Sección 8: Redes para la producción de bioenergía.
El objetivo central al que busca aportar la discusión del seminario tiene que ver con la contribución a diversificar la matriz energética chilena y esto trae aparejado una externalidad positiva al generar una mayor independencia energética. El déficit que Chile tiene de este concepto se vio tristemente reflejado en los cortes de gas argentino que afectaron a nuestro país desde 2004 y alcanzaron su clímax en 2007, cuando en varias oportunidades el país trasandino ordenó el corte total del gas hacia nuestro país, eventos que posteriormente se fueron incrementando. Manuel Paneque, de la Universidad de Chile, director del proyecto Jatropha y uno de los organizadores del seminario, puso énfasis en que hay que considerar que el precio de los combustibles fósiles sube permanentemente y la necesidad de energía es constante. Por lo tanto, se hace indispensable explorar todas las alternativas para diversificar las opciones. Según datos del Ministerio de Energía, el consumo de energía primaria en Chile se compone en un 8% de hidroelectricidad, 10% de gas natural, 17% de carbón, 20% de leña, y 45% de petróleo crudo.
El ministro Ricardo Raineri estableció que uno de los objetivos centrales de su sector es que Chile hacia 2020 tenga un componente de 20% de ERNC, entre ellas los biocombustibles, en su matriz energética, y para ello es clave resolver tres temas: Generación de información para el desarrollo de políticas públicas; asegurar la neutralidad regulativa a los combustibles; y apoyo estatal a la investigación.
Alternativas de producción de biomasa
Se habló de muchas plantas y árboles que tienen la capacidad de generar biomasa, siendo los más destacados: Jatropha Curcas, Paulownia, Cardos, Salicornia, Aromo, Eucalipto, Acacia, Salís, Guindilla y Nopal. Dentro de sus principales características se destacó que: Son capaces de producir grandes volúmenes; pueden crecer en suelos con severas limitaciones; pueden alcanzar su crecimiento en un corto periodo; presentan capacidad de rebrote; presentan buenas características energéticas; de silvicultura conocida; y pueden alcanzar su máximo crecimiento en poco tiempo.
Además, se mencionaron micro y macro algas que también tienen beneficiosas propiedades para la producción de biomasa y no necesitan del uso del suelo. Uno de los debates más intensos que tuvo lugar en el seminario dice relación con que si es correcto o no el uso de amplias zonas de suelo agrícola para el cultivo de biomasa, con el fin de producir energías renovables no convencionales. El tenor de la discusión se centró en que la tierra es un recurso finito, y que, por su parte, el crecimiento demográfico mundial sigue su rumbo ascendente. La teoría de Malthus establece que mientras la población crece en forma geométrica, los alimentos sólo pueden aumentar de manera aritmética. Vale decir, la población crece mucho más rápido que la producción de alimentos. La consecuencia de esto: si no se toman las medidas pertinentes, en algún momento no alcanzará la comida para todos. En ese contexto hubo posturas que se opusieron al uso del suelo agrícola para el cultivo de biomasa, pero también hubo opiniones a favor de su utilización con motivos bioenergéticos. Se argumentó que muchos de los frutos del suelo agrícola son usados para alimentar animales, en desmedro de los seres humanos. En consecuencia, el problema sería la distribución del uso del suelo.
Cabe consignar que el Estado de Chile es dueño de casi un tercio del suelo nacional, por lo tanto es un actor relevante en términos de la discusión que se ha instalado.
Uno de los principales desafíos que se planteó en el encuentro fue la consolidación de la Red de Biomasa de Chile, para lo cual se requiere reunir y organizar los esfuerzos del mundo público, privado y académico. La Red tendrá un Consejo Ejecutivo Renovable cada dos años. En este contexto, en junio de 2011 se producirá la primera reunión anual de biomasa con la finalidad de aportar al desarrollo y difusión de las alternativas que ofrece la Biomasa para el país.
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ENERGÍAS RENOVABLES |
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Diego Martínez, director Plataforma Solar de Almería : |
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El norte tiene el recurso, pero deberán decidirse sobre la entrega de subsidios” |
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La radiación solar que se presenta en Chile, especialmente en el norte del país, es considerada una de las más altas a nivel mundial. Consciente de eso, el experto ibérico da algunos consejos para un mejor uso del recurso. |
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El director de la Plataforma Solar de Almería, España, Diego Martínez, es uno de los expertos más importantes del mundo en generación eléctrica con radiación solar. Recientemente visitó Chile, Antofagasta específicamente, para reunirse con investigadores y autoridades y participar como expositor en un foro realizado en el Congreso Nacional, en donde profundizó en algo que conoce bien: la Plataforma Solar Almería.
- ¿En qué consiste la Plataforma Solar de Almería?
- La Plataforma Solar de Almería es una división del Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (Ciemat), del Ministerio de Ciencia y Tecnología e Innovación de España. Estudia e impulsa la aplicación industrial de la energía solar térmica de concentración y la química solar, en sus instalaciones de 100 hectáreas trabajan 120 personas de planta con un presupuesto anual de 9 millones de euros.
- ¿Cómo surgió esto y por qué?
- Partimos luego que el Estado decidió impulsar las energías renovables, construimos dos plantas piloto de 500 kW, demostrando que no es incompatible ser un centro experimental con ser un centro de I+D. Como centro público, dimos acceso a todo tipo de empresas y universidades, contribuyendo a formar los recursos humanos y fabricar los componentes necesarios, además de generar opinión pública.
- ¿Qué resultado han dado los subsidios en España?
-España aplica subsidios desde 2007 cuando se inauguró la primera planta. Gracias a esos subsidios iniciales se construyeron las plantas. Luego al entrar la industria ésta ha visto dónde se pueden abaratar costos, y así la siguiente generación de plantas ya no necesitará subsidios tan elevados. Esto es un círculo virtuoso, tiene esa dinámica, y me resulta imposible concebirlo de otra manera. Si se miran fríamente los costos e ingresos, esto no sale, eso está claro.
- ¿Qué participación tiene la generación solar?
- España tiene ahora instalados mas de 12 GW de energía eólica, pronto habrá por sobre 12 GW de energía solar termoeléctrica, aparte de los 4 GW de energía solar fotovoltaica. Considerando que la capacidad son 60 GW, es un porcentaje importante que impone condiciones muy severas de predictibilidad y operabilidad al sistema. Pero con sistemas de almacenamiento de calor, la generación solar termoeléctrica se puede usar con bastante confiabildad.
- ¿Cree factible impulsar la energía solar en Chile?
- La clave es disponer del recurso y eso está resuelto en el norte, así que sólo les falta dar el primer paso. No se puede ir de cero a ciento, hay que ir paso a paso, y lo primero sería la formación de un centro de demostración, investigación y formación de personal especializado, y luego de unos 4 a 5 años, pensar en construir una planta piloto de un tamaño más comercial.
- España subsidió desde el comienzo, pero en Chile hay resistencia política a los subsidios. ¿Qué piensa de eso?
-Yo lo siento mucho, pero si no se permiten subsidios, aunque sea al principio, entonces deberán buscar otra solución. Si el recurso más abundante que tienen en el norte es la radiación solar, y si no quieren depender del exterior, tendrán que subsidiar la energía solar al principio. Deberán pasar por eso, ya que es un asunto estratégico para el país.
- ¿Siempre es inevitable el subsidio para el desarrollo de la generación solar?
-Todas las tecnologías nuevas requieren subsidios, y su duración depende del mercado y de otros factores, así que no es posible saber de antemano cuánto deben durar. La energía nuclear lleva largo tiempo recibiendo subsidios, en España la minería del carbón también recibe ayuda, así que no somos diferentes.
- ¿Qué otras tareas cumple la Plataforma Solar y qué debería cumplir un ente similar en Chile?
-La Plataforma Solar debe promover investigación, la reducción de costos y el aumento del tamaño de las plantas, para posibilitar una industria nacional fuerte y capaz de liderar internacionalmente el tema de la energía solar. Un aspecto clave es que las primeras plantas tienen que salir bien, y la Plataforma ayuda a resolver sus dificultades iniciales, lo que favorece el prestigio de este tipo de generación. El que nuestra Plataforma Solar se haya mantenido, incluso en los años más difíciles, ha sido una buena idea y una buena política, ya que cualquier gobierno de los anteriores podría haber decidido cerrar la Plataforma durante la crisis, pero creyeron en esto y decidieron mantenerla. Datos de la Asociación Española de la Industria Solar Termoeléctrica señalan que España tiene actualmente 10 plantas termosolares en operación, 16 en fase de construcción avanzada, y 34 en etapa de preasignadas. Según indicó Martínez, estas plantas son muy integrables a los sistemas convencionales, ya que la instalación termosolar produce vapor al igual que una central térmica convencional, y cumpliendo con adecuadas condiciones de temperatura y presión, es indistinta la manera en que se genere. No obstante, precisó el experto español que no fue sencillo llegar a tener el marco regulatorio que hizo posible este desarrollo, y señaló que el Gobierno prepara la nueva política de energía para la próxima década, la cual debe permitir al país cumplir los objetivos fijados por la Comisión Europea en materia de energía. |
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INFORME TECNICO |
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Escáner exhaustivo de sistemas : |
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Análisis de redes eléctricas |
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¿Usted continuaría con su importante labor productiva sin conocer el estado actual de sus redes eléctricas? El desconocimiento de la situación de los sistemas, es un escenario que es responsabilidad del cliente mejorar. |
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Un ejercicio fundamental en la industria de la energía eléctrica es el análisis de las redes, un escáner exhaustivo que permite detectar cualquier tipo de anomalía así como también revelar la situación actual del trabajo de los componentes que completan los procesos.
Revista ELECTRICIDAD, en su afán por incluir esta valiosa información presenta en específico empresas que operan en el mercado chileno que ofrecen a los clientes ya sea dispositivos para trabajos en el área así como análisis de redes propiamente, cuyo fin es entregar un completo escáner de la infraestructura.
ABB
Servicio de auditorías energéticas
Mal factor de potencia y presencia de armónicas en las redes de alta tensión son los dos problemas principales con los que deben lidiar las compañías transmisoras y distribuidoras de energía y las grandes plantas industriales, como es el caso de la minería.
Se trata de un problema que afecta a varias industrias, desde el consumo de las grandes empresas hasta el domiciliario, aumentando los costos, el gasto en energía y, como consecuencia, disminuyendo la eficiencia y aumentando la agresión ambiental.
A objeto de dimensionar las pérdidas de energía eléctrica que generan éstas y otras desviaciones, es que se realizan las auditorías energéticas. Abocadas al sistema eléctrico, analizan aspectos tales como la eficiencia de transformadores, distancias de líneas, compensación general de reactivos y filtros de armónicas.
Esto permite evaluar bajo parámetros objetivos la eficiencia de los sistemas y mejorar tanto instancias operacionales como de diseño, siempre considerando la función de costo global y la instancia de toma de decisiones.
Para identificar el nivel de pérdidas en cuanto a kW netos se utilizan equipos como analizadores de redes, colectores de ultrasonido y cámaras termográficas.
Una vez identificado el problema, ABB ofrece soluciones tales como los filtros de armónicos, que eliminan los armónicos presentes en las redes eléctricas y bancos de condensadores, diseñados para mejorar el factor de potencia.
Los armónicos son generados por equipos con dispositivos que utilizan electrónica de potencia como variadores de frecuencia, partidores suaves, compensadores estáticos y rectificadores, entre otros.
Dependiendo de su configuración, hay distintos tipos de filtros de armónicos, siendo dos los principales: Pasa banda y Paso alto, el primero está ajustado a una frecuencia determinada y el segundo filtra las frecuencias superiores a la ajustada.
Para más información visitar www.abb.cl
Clas Ingeniería Eléctrica
Multímetros y analizadores de redes eléctricas
Clas Ingeniería Eléctrica S.A. dispone de una amplia gama de multímetros y analizadores de redes para panel, riel DIN y portátiles de la más alta tecnología. Miden una gran cantidad de parámetros eléctricos, con el principal objetivo de permitir el control y la gestión de una instalación, maquinaria, industria, etc., otorgando los datos o herramientas para optimizar al máximo los costos energéticos.
Los analizadores son centrales de medida de alta precisión y son usados en redes monofásicas y/o trifásicas de tres o cuatro hilos, tanto en baja como en media tensión.
La serie de analizadores de redes para panel o riel DIN realizan la medida en verdadero valor eficaz a través de transformadores de corriente, con o sin protección de aislamiento galvánica y entradas de voltaje directas o a través de transformadores de potencial. Las relaciones de los TC y TP son programables, permitiendo la lectura directa de todos los parámetros eléctricos.
La serie de analizadores de redes portátiles están diseñados para ser instalados de forma sencilla en cualquier instalación y para que su uso sea totalmente adaptable a cualquier tipo de medida requerida.
Los analizadores portátiles disponen de una memoria interna donde se guardan todos los parámetros deseados, totalmente programables. Además un mismo analizador puede contener varios software, cuyas aplicaciones están destinadas a distintos tipos de análisis.
Programas de análisis
1.- Armónicos: Análisis de todos los parámetros eléctricos, como tensión, corriente, potencia, energía etc., con el detalle del THD de voltaje y corriente, así como los valores (V e I) de cada armónico (hasta el orden 50).
2.- Perturbaciones-Calidad de red: Detección de interrupciones, huecos, sobretensiones o cualquier perturbación de la forma de onda.
3.- Flicker: Permite hacer el estudio del parpadeo presente en la instalación.
4.- Fast Check-Arranque de motores: Permite realizar estudios en redes monofásicas o trifásicas capturando tensión, corriente, potencia y factor de potencia en períodos de pocos segundos, para el estudio de los parámetros sólo durante la partida del motor.
5.- Check Meter: Permite verificar la medida en contadores electrónicos y mecánicos de energía activa o reactiva y determinar errores de precisión en la lectura.
6- Leak Meter: Detección y análisis de fugas (derivación a tierra).
7.- File Vision: Visualización de los registros, sin necesidad de PC, en el mismo equipo. Mayor información al teléfono (56 2) 398 8100 o al e-mail: clasmail@clas-sa.com
Kersting
Analizadores de red
Hoy las empresas están más preocupadas de la calidad de la energía de sus instalaciones, esto debido a que las cargas conectadas en los sistemas eléctricos, son mucho más sensibles a las variaciones eléctricas.
Por ello, es necesario considerar herramientas que detecten las anomalías presentes en las instalaciones.
Una solución a esta problemática son los analizadores de redes eléctricas, para lo cual Lexo Electric ofrece su nueva línea AOB292, los cuales permiten monitorear los parámetros eléctricos de la red en forma simultánea, tales como tensión, corriente, frecuencia, Cos, demandas máximas, etc. Destacan los modelos 9S5 con pantalla LED y 9SY con pantalla LCD de 3,5mm. Estos modelos poseen un tipo de pantalla que es de fácil manipulación y lectura.
Cuentan con un Menú que nos permite programar de manera mucho más sencilla el equipo. Además, se pueden instalar hasta cuatro distintos dispositivos de señalización o alarma para indicar fallas en la red. Los valores de medición obtenidos pueden ser enviados a voluntad a un ordenador a través de su puerto de comunicación Modbus RTU (RS-485) y ser procesados con un software de análisis. El montaje se realiza directo a panel (96x96x104), y son ideales para ser utilizados en tableros eléctricos.
Para más detalles contactarse al teléfono (56 2) 4822100 o a ventas@kersting.cl
Veto
Analizador trifásico de potencia y armónicos Extech 382096
Veto presenta el analizador trifásico de potencia y armónicos código D7005116. Mide tensión, corriente, frecuencia, potencia, energía, armónicos, interarmónicos y asimétricos, interferencias en la red como interrupciones, robos, sobretensiones temporales o transitorios. Cuenta con una pantalla LCD retroiluminada, muestra hasta 35 parámetros a la vez, permite la conexión de hasta tres tenazas de corriente simultáneamente. Con memoria para 17.476 valores de medición con tres fases o 52.428 valores de medición y una fase, lo que permite el registro de datos por un tiempo prolongado.
Además, el equipo incluye software para el análisis de los valores medidos.
Para mayor información contactárse al teléfono (02) 3554400, al e-mail ventas@veto.cl o bien visite en www.veto.cl. |
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ELECTRICIDAD |
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Daniel Fernández, vicepresidente ejecutivo de HidroAysén : |
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“Lo que vi es un proyecto muy bien pensado, muy eficiente” |
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Trabajando en varios frentes, Fernández tiene como misión primordial hacer de HidroAysén no un proyecto que se construya sí o sí, sino uno que convenza a la inmensa mayoría de que se trata de una oportunidad para el país.
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Daniel Fernández llegó a HydroAysén a principios de abril con una misión puntual y específica que las empresas formadoras de la sociedad (Endesa Chile y Colbún) le establecieron de entrada: llevar el proyecto a una maduración suficiente en todas sus etapas con el fin de que los inversionistas puedan tomar una decisión sólida y coherente; en definitiva, si es o no factible construir las cinco centrales hidroeléctricas y la línea de transmisión a través de la cual se inyectarán los 2.750 MW al Sistema Interconectado Central (SIC).
La historia de este proyecto no ha sido fácil, debiendo lidiar con la desinformación y contra campañas en su contra. Fernández así lo entiende y quien fuera gerente general de Enap y director ejecutivo de TVN asume esta tarea, según cuenta a revista ELECTRICIDAD, como un desafío, de entregar todos los antecedentes sobre un proyecto eléctrico que se entiende como una oportunidad a nivel de región y a nivel de país.
- ¿Por qué asume la vicepresidencia ejecutiva de HidroAysén?
- Cuando me plantearon este proyecto y yo estudié los antecedentes me pareció, primero, que es un proyecto muy importante para el desarrollo del país, eso mucho más allá de un interés legítimo de un grupo de inversionistas. Y segundo, porque creo que hay un desafío muy interesante de mejorar el proyecto desde el punto de vista de la ingeniería, los desarrollos que vienen hacia delante. Y también, de comunicar mejor el proyecto; existe toda una metodología en torno a éste y uno se da cuenta cuando hay una distancia bastante grande. Esa brecha me interesa también zafarla.
- Usted habla de mejorar el proyecto, ¿puede haber habido errores o inexactitudes que se cometieron en el afán de presentar lo más luego posible este proyecto al país?
- No, yo creo que éste es un proyecto complejo, que tiene muchas aristas. Se ha hecho un esfuerzo constante y sistemático por optimizarlo tanto desde el punto de vista de los efectos ambientales como de la eficiencia de las centrales y del proyecto en su conjunto. Lo que pasa es que creo que se pueden aplicar métodos de gestión modernos, project management básicamente, e ir incorporando y nivelando las diferentes etapas del proyecto en un nivel común. Es un proyecto de Generación muy desarrollado y un proyecto de Transmisión poco desarrollado, creo que eso es en lo que se puede ir mejorando: a nivelar diferentes elementos de modo de llegar, y eso es bien importante, que es el encargo que yo tengo, a un instante de la decisión de inversión. Por lo tanto, hay que llegar a ese momento con todos los procesos resueltos tanto por parte de aprobaciones como de ingeniería, como también de la estructura del financiamiento, de modo que los inversionistas puedan tomar una decisión.
- ¿Podemos decir que se acaba una etapa más teórica en HidroAysén y comienza una más práctica?
- No, no lo veo así porque al final en ingeniería todo es práctica, desde hacer una definición conceptual de un proyecto hasta el proyecto de ingeniería. Lo que pasa es que se va avanzando, se parte con un perfil, con un concepto, con la ingeniería básica, entonces en toda esa etapa se va avanzando, ajustando los costos, se van viendo otras complejidades. Y lo mismo con los estudios de impacto ambiental, que tienen una gran cantidad de consultas y preguntas mientras se informa a las autoridades del proyecto, y después esa consultas van bajando hasta que se aclaran públicamente. Son etapas, la etapa inicial es más difícil.
- Al momento de asumir, ¿con qué se encontró?
- No me informé del proyecto el día que llegué sino que me informé antes de aceptar el cargo, porque uno tiene que saber a qué viene. Lo que vi es un proyecto muy bien pensado, muy eficiente; si se analizan las centrales en el mundo se encuentra con pocas centrales de mayor eficiencia, un gran esfuerzo por reducir al mínimo las áreas de inundación, y por lo tanto éstos son embalses comparativamente pequeños al lado de otros en el mundo. Me parece insólito cuando aquí se habla de mega-represas, es decir, Itaipú es una mega-represa, estas cinco juntas son un vigésimo del área de inundación de Itaipú y menos de la mitad del área de inundación de Rapel. Cuando uno ve Tres Gargantas, en China, es un área de inundación que abarca de cordillera a mar y desde Santiago a Concepción. La verdad es que aquí incluso se pueden catalogar las de Pascua como centrales de paso. Una de las cosas que me sorprendió cuando asumí es que el ciclo de estos ríos, en términos de embalses, es diario. Normalmente los ciclos de embalses son mensuales, e incluso anuales, en términos de llenado, y estos son ríos en los que la fluctuación entre un mínimo y un máximo ocurre en el día..
- El desarrollo de nuevos proyectos va a incidir en el futuro de la matriz energética chilena.
- Por eso es que cuando se habla de impacto ambiental y de países verdes se tiene que observar el global. Si se tiene una matriz energética que se carga cada vez más hacia las termoeléctricas, la verdad es que va en retroceso respecto de los desafíos ambientales en el mundo. Los países calificados de ‘verdes’, como Finlandia, Noruega, Nueva Zelanda, incluso Canadá y Estados Unidos, tienen un desarrollo hidroeléctrico enorme. Este es el recurso más eficiente que existe en Chile, por lejos, y entonces no aprovecharlo sería lamentable para el país, Y, además, muy lamentable para la región, porque aquí también hay una oportunidad de desarrollo regional. Sería delicado que la región se perdiera una oportunidad de inversión que sirviera como palanca de desarrollo.
- La compañía ha hecho los esfuerzos por informar a la opinión pública acerca del proyecto, ¿se puede hacer algo más por parte de la empresa en términos de difusión para evitar que se divulguen datos que no son ciertos? ¿No habrá un sector bien informado y una gran mayoría desinformada?
- Yo creo que sí. La verdad es que cuando a uno le preguntan si le gustaría ver una mega-represa en la Patagonia, lo que primero respondo es que no, por lo tanto la pregunta está mal planteada si se quiere, realmente, entender qué piensan las personas. Estamos trabajando para analizar mejor qué está entendiendo la gente por el proyecto. Tal vez no ha habido una difusión lo suficientemente grande y por lo tanto la gente se ha quedado en la etiqueta, o con frases y slogans como “Patagonia Sin Represas”, o “mega-represas”, o “inundación de la Patagonia”; o sea, no hay nada más ridículo que hablar de inundación en la Patagonia cuando tiene más de 300.000 hectáreas (há) inundadas naturalmente por lagos y ríos y este proyecto aporta 4.900 há adicionales, que es menos del 1,5%. Por lo tanto, ¿cómo alguien puede decir que estos embalses inundan la Patagonia?, no tiene ningún sentido. He escuchado también a personas supuestamente informadas que me preguntan si el Baker se va a secar y no va a llegar nunca más a Tortel, ¿cómo se puede concebir algo así si 500 m aguas abajo del embalse nadie se da cuenta si hay embalse aguas arriba porque se restituye de forma completa?. Cambiarán un poco los ciclos diarios, pero el río se restituye completamente. Y hay gente también que me ha preguntado si Tortel desaparece con la inundación, hay mucha mitología, y es muy importante que ante una decisión tan relevante la gente entienda bien lo que están decidiendo los inversionistas, las autoridades y el país en general.
- ¿Cómo se hace entonces, eficientemente, un esfuerzo mayor para derribar estos mitos?
- Hay que hacer un esfuerzo mayor. Lo que estamos haciendo es justamente abriendo todos los pasos para informar directamente a las personas sobre qué pensamos nosotros del proyecto, cómo recibimos los comentarios que se hacen y, sobre todo, a nivel de la comunidad local, que es la que realmente nos importa porque ellos son los que van a beneficiarse del proyecto y eventualmente a afectarse por el proyecto. Porque nadie a dicho que esto no tiene impacto ambiental, yo por lo menos no lo he dicho y tampoco lo voy a decir. Es un proyecto que tiene impacto como cualquier intervención humana, como esta ciudad o el puerto de Valparaíso, cualquier intervención humana tiene efecto ambiental; y lo que ha decidido la gente mayoritariamente es una política de desarrollo sustentable. Eso es lo que tenemos que transmitir bien: que éste es un proyecto que tiene un efecto ambiental, pero que sus beneficios son mucho mayores. Y que, además, esos impactos ambientales se puedan reducir al mínimo.
- ¿Cuál es el itinerario hoy del proyecto?
- Hemos tenido dos ciclos de preguntas y aclaraciones. Entregamos la segunda respuesta (Adenda 2) el 29 de octubre del año pasado y de ahí esperamos otro ciclo de preguntas y respuestas. A la autoridad le restan 43 días en total para tomar una decisión sobre consultas, relaciones y aprobación final ambiental, no es mucho tiempo para la autoridad, y además hay autoridades nuevas que se deben informar del proyecto. Pero no puedo ponerle plazos a cuándo la autoridad va a tomar una decisión.
- Lo concreto es que no se puede eternizar el proceso.
- No, porque para eso está diseñado el plazo para la autoridad, que son 180 días totales y de los cuales hoy quedan 43.
- Es decir, al 31 de diciembre de este año podría haber algún tipo de definición.
- No quiero dar fechas, porque depende también de nuestros tiempos. Depende si se tienen 500 ó 200 consultas, es decir, hay menos tiempo para responder. Para nosotros sí tenemos tiempo, el mandante siempre tiene plazos que puede pedir para las respuestas, pero hay que tratar de tomarse el menor tiempo posible. En todo caso éste no es el periodo crítico en términos de la carta gant, la aprobación ambiental del proyecto de generación no es la etapa crítica, la etapa crítica viene con la tramitación de la línea de transmisión, que todavía no empieza.
La compañía hizo modificaciones importantes al diseño y al tamaño de las centrales, ¿cree factible poder seguir modificando esos aspectos?
- No, hace tiempo se hizo eso y de hecho se bajó el área de inundación de 30.000 ha alrededor de 6.000 ha. Es decir, disminuyó en más de cinco veces el área inundada y por lo que nosotros hemos visto los niveles de eficiencia ya están en el límite, utilizando los recursos que hay.
- ¿Cómo analizan desde la empresa el tema de los plazos de tramitación ambiental?, ¿han notado una aceleración de los procesos a partir del cambio de Gobierno?
- Es que nosotros no tenemos antecedentes para afirmar eso, porque hemos pedido la postergación hasta el 29 de octubre y veremos cuán rápido se llevan a cabo los procesos. Me parecen buenas las intenciones y las declaraciones en el sentido de mejorar y avanzar con rapidez, pero no tengo antecedentes concretos como para decir que eso va a ocurrir.
- Ad portas está el proceso de Transmisión.
- Ahí se va a tantear qué ventajas y avances se han conseguido en términos de la tramitación, porque sabemos que muchos proyectos de generación no han podido entrar porque no tienen su sistema de transmisión.
- ¿Cuál es la mejor opción económica en Transmisión para HidroAysén?
- Nosotros hemos definido un trazado, en una consultoría con Transelec, que no ha sido definido según su optimización económica sino que por el cuidado ambiental. El trazado hace un zigzag muy grande y eso no se condice con costo, tiene que ver con evitar lo más posible intervenir áreas como bosque nativo o parques nacionales y zonas de interés turístico. Y el segundo punto es que la línea de transmisión tiene un tramo submarino que obedece al problema del aspecto geotécnico de instalaciones sobre la costa, taludes con no muy buena estabilidad. Y también no se puede ir muy hacia adentro porque genera indisposiciones producto de la altura, congelamiento en la zona de los cables, entonces ahí hay un tramo que es submarino y que tiene un costo de entre ocho y 10 veces más por kilómetro que las torres.
Actualmente hay un diseño trazado, estamos revisando el detalle y preparando las líneas base ambientales para desarrollar el inicio del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de la línea de transmisión para presentarlo.
- ¿Cuántos propietarios son con los que se debe conversar para permitir materializar la línea de transmisión?
Muchos cientos, lo voy a decir así. Son 2.000 kilómetros.
- ¿Existe preocupación por los plazos entonces, de tener que conversar con cada propietario?
- Sí, es engorroso, pero también hay una ley de concesiones eléctricas que pone presión a las negociaciones, de modo que sean en tiempos razonables, y que si no ocurre, aunque no me gustaría, pero en caso extremo habría que hacerlo, colocar las líneas y pasar luego a la Comisión de Hombres Buenos para la tasación correspondiente de la compensación. Ahora, claro, son muchos propietarios y efectivamente las líneas de transmisión han tenido un track record de tramitación que ha sido realmente lento, esa no es una preocupación nuestra sino que del sector eléctrico de este Gobierno.
- ¿Está descartada la posibilidad de que un tramo de la línea pase por territorio argentino?
- No está contemplado en nuestro actual proyecto de transmisión, aunque yo sí he pedido la revisión de esa posibilidad. Pero por el momento no está contemplado, quiero ver los antecedentes de un trazado tentativo real.
- ¿Esa revisión es técnica, política, social?
- Contempla todo, porque las decisiones son globales. En el fondo es un análisis con todos los elementos, incluyendo el económico, el político, de riesgo financiero, de legislación ambiental argentina; y tenemos bastante avanzado ese trabajo. O sea, si eso se va a descartar, quiero que se descarte bien y no por una especulación de que es riesgoso solamente, sino que se entendiera bien qué costo significa.
consideraciones tecnológicas, puede haber avances en esa materia?
- Yo diría que hasta ahora no, no hemos entrado a la ingeniería de detalle en transmisión, pero hasta ahora no, y la verdad es que es bueno innovar, pero es delicado innovar en un proyecto de esta envergadura por el tema del riesgo financiero. Por ejemplo, se ha dicho que es posible hacer inyecciones o descargas de energía en la línea de corriente continua: eso no está probado en ninguna parte del mundo. Ese tipo de innovaciones, si no están probadas técnicamente, pueden ser delicadas.
- No se va a experimentar.
- No, en un proyecto de este costo y de 2.000 kilómetros de extensión no hay mucho espacio para la experimentación. Ahora, si al momento de hacer la ingeniería de detalle tenemos información de avances tecnológicos probados, los vamos a aplicar.
- La empresa mantiene informada a la población, pero ¿se puede pensar en una siguiente etapa en términos informativos?
- Lo que hemos hecho desde hace un par de meses es instalar mesas de trabajo en todas las localidades cercanas al proyecto, de modo de transmitir bien qué es lo que es el proyecto y también para entender bien cuáles son los intereses de la comunidad y en qué elementos podemos confluir para apoyar esos intereses, mejoras en la conectividad, oportunidades en capacitación, mejores oportunidades en salud y comunicaciones telefónicas, Internet, etc., que además son elementos que necesitamos para el proyecto, debemos construir caminos, mejorar caminos, construir un puerto, aeródromos, son US$400 millones de inversión solamente en infraestructura para la logística de construcción del proyecto, que después queda en la región. Todos esos elementos se informan a través de las mesas de trabajo por un lado y a través de la coordinación con los servicios públicos, como la Dirección de Vialidad, de Obras Portuarias, el Ministerio de Obras Públicas y la Intendencia Regional.
- ¿Cómo contrapesa la empresa las campañas de algunas ONG, nacionales y extranjeras, en contra del proyecto?
- Nuestro enfoque al menos en la comunicación del proyecto no está orientado a las ONGs, sino que a las personas de las localidades que tienen un efecto determinado en el proyecto; y al público general, que está alejado, que no tiene un efecto directo, pero que sí va a tener un beneficio importante, que es tener energía eléctrica para seguir progresando. Las campañas publicitarias que se puedan hacer en contra del proyecto son sólo eso: campañas. Nosotros tenemos que responderle a la gente, decirle a la gente lo que creemos del proyecto.
Respecto del financiamiento de las campañas millonarias, sería bueno que hubiera transparencia, no se sabe de quién son los derechos de agua, quiénes son los inversionistas. HidroAysén se comporta como una sociedad anónima abierta, informa a la Superintendencia, los EIA son públicos, se pueden auditar, se pueden ver en la página Web, etc. Así como se sabe todo acerca del proyecto, sería bueno que se transparentara el origen del financiamiento de las campañas, para que la gente sepa cuál es la intencionalidad de las campañas.
- ¿Cómo evalúa usted que siendo la región de Aysén la que presenta el mayor proyecto hidroeléctrico que se haya construido en Chile y que beneficiará al resto del país, los clientes de la zona paguen la energía más cara en Chile?
- Eso es bien insólito. Pero nosotros tenemos que construir centrales de paso de 20 MW o más para poder hacer la obra, se invertirán US$85 millones en preparación de energía, y esa va a quedar en la región, ese es el compromiso. Mi tarea ahora con la Gerencia de Desarrollo y Gestión es cuantificar qué es energía barata, la región hoy tiene generación térmica a través de diesel y nosotros queremos que aproveche su recurso hidráulico.
- ¿Hay un proyecto para que el tributo económico de las empresas se concrete en la zona?
- Ahí entramos en una discusión que es política y que sobrepasa al proyecto HidroAysén. Me parece que tiene sentido que se tribute ahí donde el recurso está, nosotros por Ley estamos obligados a tributar en Santiago. El proyecto de ley hablaba sobre una tributación local, y se cuestionaba porque si el proyecto era muy grande, el valor per cápita en términos de tributación para la gente que vive ahí sería enorme. Entonces se planteó hacerlo a nivel de región y eso está en discusión, pero no ha sido aprobado. Nosotros, como proyecto, vamos a tributar donde nos digan que debemos tributar. Ahora, sí nos interesa crear una conexión muy intensa con la comunidad local y regional, que la región y las localidades se apropien de este proyecto, que entiendan que vamos a convivir muchas décadas, no sólo en la etapa de construcción sino que también en la operación. La gente está entendiendo que es una forma de progreso.
- ¿HidroAysén es un proyecto que va sí o sí?
- Para nada, yo ya lo he dicho: éste no es un proyecto que va sí o sí. Insisto, el encargo que yo tengo del inversionista es llevar este proyecto a un nivel de decisión de inversión que sea coherente y que tenga los riesgos bien definidos, de modo que las empresas puedan saber los costos, la rentabilidad y los riesgos asociados, y en base a eso tomar la decisión de hacerlo o no. Eso va a ocurrir probablemente en dos años más, cuando estén las aprobaciones, la ingeniería de detalle, etc. No se puede decidir un proyecto en base a la ingeniería básica de dos centrales que no tienen rasgo de costos; es que se trata de un proyecto bastante ajustado en términos de la rentabilidad, una variación de costos del 10% a 15% puede echar abajo un proyecto. Entonces esa decisión se va a tomar en un tiempo más, no es una decisión tomada, y mi encargo por lo menos no es hacer el proyecto, sino que llevarlo a una maduración suficiente en todas sus etapas para que se pueda tomar una decisión sólida y coherente.
- ¿Cómo sería el impacto económico y social si la empresa decidiera finalmente no hacer el proyecto?
- Si los inversionistas decidieran no hacer el proyecto, la región se perdería una oportunidad de inversión, una palanca que va a ser difícil que se vuelva a tener.
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Usted habla de la región, pero ¿y el país? - El país va a tener un problema, porque en el fondo lo que va a tener que hacer es una serie de proyectos de generación, seguramente térmicos, que son los más rápidos de hacer, los más caros en términos de tarifas, los más contaminantes en términos de emisión de gases de efecto invernadero. Y ahí es en donde veo una contradicción con el mundo ambientalista, porque al final una práctica se reemplaza con varios MW térmicos que además por costos de transporte y transmisión probablemente van a estar muy cerca de las zonas urbanas. Cuando la planificación y los nuevos proyectos no funcionan, los sustitutos siempre son los de segunda mano, y esos son energía a carbón, a petróleo, que además tienen vulnerabilidad de precio y de origen, y no son sustentables. La energía hidráulica es sustentable, es chilena, es segura, entonces sería una pérdida neta para el país. |
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ELECTRICIDAD |
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Grupo español visita Chile : |
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Y preparan misión a Salón Matelec |
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El fin de las misiones desde la Península Ibérica fue estrechar lazos con sus pares chilenos, con miras a colaborar en la difusión del sector y de cerrar
acuerdos y negocios en el futuro. |
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En el marco de la próxima realización del Salón Eléctrico y Electrónico, Matelec, en Madrid España, efectuaron una visita a nuestro país a mediados de julio pasado dos misiones comerciales de Amec España. Una de ellas estuvo a cargo de Oscar Puig, director de Asesoramiento Internacional de la institución. Y la otra, constituida por representantes de un grupo de empresas del sector eléctrico, fue encabezada por Marta Gisbert, International Promotion de Amec.
Matelec es el Salón Internacional de Material Eléctrico y Electrónico que se celebrará del 26 al 29 de octubre de 2010 en Madrid, España (http://www.ifema.es/ferias/matelec/). Se trata de la edición número 15 de una de las ferias industriales más importantes de España y del mundo en este sector económico. Un promedio de 1.200 empresas participan en la exposición, de las cuales el 25% son de fuera de la nación europea. En anteriores versiones de la muestra, grupos de empresarios y profesionales chilenos, entre ellos el Grupo Editorial Editec, a travñes de revista ELECTRICIDAD, han concurrido para conocer la variedad de productos que ofrece la industria española para la actividad eléctrica de nuestro país.
Fuerza exportadora
Amec es una asociación empresarial privada sin fines de lucro, con más de 40 años de experiencia en el fomento de la exportación y la internacionalización de las empresas y sus diferentes sectores, que tiene como misión principal el aumento de la competitividad de sus más de 500 empresas asociadas. Estas sociedades exportan del orden de 3.000 millones de euros anualmente.
Amec Amelec es la Asociación Española de Fabricantes Exportadores de Material Eléctrico y Electrónico, que agrupa a subsectores tales como material de instalación y aparallaje industrial de alta, media y baja tensión; cables de alta y baja tensión; transformadores, convertidores y bobinas; motores, generadores y grupos electrógenos; etc. Amec Amelec forma parte de Amec, agrupando a 60 empresas que están enfocadas al área eléctrica, las cuales observan con interés el mercado chileno, ya que estiman que nuestro país es muy seguro para invertir por sus condiciones jurídicas y de estabilidad de negocios. Otras naciones interesantes para estos fabricantes son México, Brasil y Argentina.
Como factores relevantes en sus productos , Amec considera los conceptos de calidad y la capacidad para introducir nuevas tecnologías a precios competitivos.
Oscar Puig –en conversación con revista ELECTRICIDAD– comentó que sostuvo reuniones con representantes de la Cámara Chilena de la Construcción (Cchc), Asociación de la Industria Eléctrica y Electrónica (AIE), Corfo, Empresas Eléctricas AG, Acesol, entre otras instituciones. A ellas dio a conocer las fortalezas de la industria eléctrica española.
Por su parte, Osvaldo Cabrera, representante de Fira Barcelona para Chile, Argentina y México, comentó que se están formando misiones empresariales para asistir a la Matelec, con representantes de la Cámara Chilena de la Construcción y de la Asociación de la Industria Eléctrica y Electrónica. Por su parte, Marta Gisbert, International Promotion de Amec, encabezó a un grupo de empresas eléctricas españolas que visitó Perú y Chile, para conocer y estrechar lazos comerciales en el sector. Entre los integrantes de la misión había empresarios que ya cuentan con representantes en nuestro país, como también nuevas empresas que buscaban conocer el mercado y a sus principales protagonistas.
La crisis y el Salón
¿Cómo afectará la crisis económica que vive España a la Matelec? Reportes oficiales indican que el sector de Iluminación y Alumbrado, según datos de la Asociación Española de Fabricantes de Iluminación (Anfalum), que mantiene desde sus orígenes una estrecha colaboración con el Salón Internacional de Material Eléctrico y Electrónico, confirmó un cambio de tendencia del mercado en 2010, superando la coyuntura económica adversa por primera vez en tres años. Así, según previsiones de dicha asociación, el mercado español registrará una facturación de 1.380 millones de euros en 2010.
Dicho incremento vendrá de la mano de las nuevas tendencias del mercado, como son el salto de la incandescencia a la tecnología de bajo consumo y el LED, las medidas para fomentar el ahorro energético y la sustentabilidad, la sustitución de instalaciones de alumbrado exterior por nuevas tecnologías que ahorren energía y eviten la contaminación lumínica, además del potencial que tiene la renovación de instalaciones obsoletas e ineficientes.
El desarrollo tecnológico de la industria española de Iluminación y Alumbrado apuesta fuertemente por la eficiencia energética con lámparas de bajo consumo, reguladores de flujo luminoso, domótica, inmótica, etc. Y de forma paralela, se ha experimentado un boom con el LED, que ha propiciado numerosos proyectos de envergadura en alumbrado exterior en las principales ciudades de España, tanto en vías como en monumentos, museos, etc.; aunque carece de un marco normativo y normalizado, por ser una tecnología incipiente en alumbrado público.
Fabrizio Damiani, presidente de la Comisión de Marketing y Comercio Exterior de Afalum, señaló que “el ejercicio 2009 ha registrado un comportamiento bastante inestable. Sin embargo, la industria de la iluminación y alumbrado ha cerrado el año con un resultado levemente superior al de 2008.Actualmente, y como vía de salida a la coyuntura económica que atraviesa nuestro país, el principal reto se centra en crecer en el mercado exterior, en las exportaciones, sin olvidar el desarrollo de las nuevas tecnologías”.
Matelec’10 contará con áreas para Energía Eléctrica; Tecnología de la Instalación Eléctrica; Iluminación y Alumbrado; Inter y Telecomunicación; Electrónica y Equipamiento Industrial; y Salón de la Ferretería, Bricolaje y Suministros Industriales.
¿Interesado en visitar Matelec?
Si un lector de revista ELECTRICIDAD se encuentra interesado en evaluar la alternativa de viajar en un grupo a Matelec, España, puede enviarnos un E-mail con sus datos a: revistaei@editec.cl, a fin de ponerlos en contacto con Osvaldo Cabrera y Job Travel. |
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EFICIENCIA ENERGÉTICA |
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Construcción Sustentable : |
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Un camino de construcción amigable con el medio ambiente |
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Las construcciones ecológicas son una opción muy compatible con la naturaleza y son una alternativa que lentamente ha ido cobrando vigor en Chile. |
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El concepto general de construcción sustentable (Green Building) se sustenta en ocho elementos: 1) Arquitectura ambientalmente eficiente, maximizando características pasivas con buena orientación, asoleamiento, sombra, atrios interiores, pozos de luz, etc., permitiendo más iluminación y ventilación natural y requiriendo menos complementación para climatización mecánica e iluminación artificial; 2) Buen equipamiento de climatización e iluminación, mejora eficiencia y demanda energética; 3) La suma de arquitectura de diseño sustentable, más equipamiento eficiente, significa gran ahorro energético y reducción de emisiones; 4) Tener consumo eficiente de energía: consumir menos sin disminuir calidad, autogenerar, usar fuentes alternativas, cogeneración; 5) Reducir consumo de agua potable: racionalizar, tratar, recircular; 6) Minimizar el uso de materiales no renovables. 7) Mejorar la calidad del ambiente interior; 8) No causar deterioro en la calidad de los ecosistemas.
Todo el análisis para ver la sustentabilidad de las viviendas se hace de acuerdo a lo que se denomina el “Ciclo de Vida Completo de la Construcción”, que parte desde el origen de los materiales, de si son naturales o no, y de si son renovables o no. Después viene todo el proceso de extracción, de transporte, de producción del material, del proceso de construcción propiamente tal, y después en el funcionamiento de los edificios, el reciclaje de los materiales hasta la disposición final para que eso en definitiva cierre un círculo completo.
Situación en Chile
“En el caso del contexto de países desarrollados estamos 36 años atrasados. Todo esto partió en el mundo desarrollado en 1973 cuando se produjo el embargo del petróleo. Entonces, los países desarrollados, los de Europa, Estados Unidos y Canadá, entre otros, empezaron a tomar medidas concretas de eficiencia energética en ese tiempo. De ahí en adelante ha ido desarrollándose todo este tema, así es que estamos un poco atrasados”, señala Norman Goijberg, arquitecto y diplomado en Arquitectura Sustentable de la Universidad de Chile. Desde 2007 es obligatorio en Chile considerar a la aislación térmica para todas las viviendas, esto está especificado en la Ordenanza General de Urbanismo y Construcciones. Para este efecto, se indica qué tipo de aislación térmica debe tener según las condiciones de cada región. Esto tiene un antecedente previo en 2002, ya que existía la obligación de tener aislación térmica en las techumbres.
Un procedimiento que está en boga, sobre todo en los países desarrollados, es la Certificación. Este es un proceso que implica que un tercero independiente, en base a una metodología que está predeterminada, establece si un proyecto de construcción cumple o no con los parámetros delimitados. El método más conocido es el norteamericano Leadership in Energy and Environmental Design (LEED), que entrega una certificación específicamente de sustentabilidad. También hay certificaciones de eficiencia energética pura o sólo de la aislación térmica, como el caso de la reglamentación de Chile. El Ministerio de Vivienda (Minvu) está por implementar un sistema de certificación que verifique el cumplimiento de la reglamentación técnica.
La Ley 20.365 establece una franquicia tributaria para la instalación de colectores solares térmicos para agua caliente sanitaria, muy específico para viviendas nuevas a partir de fines del año pasado, un subsidio para instalar paneles solares fotovoltaicos para calentar agua caliente sanitaria. “Esto es un primer avance y es la primera vez en Chile que tenemos un estímulo de ese tipo, pero para paneles fotovoltaicos. Entonces, aquí faltaría el incentivo económico y habría que hacer además un ajuste al sistema de tarificación del sistema eléctrico para poder vender la electricidad”, remata Norman Goijberg.
Un ejemplo sustentable
En avenida Santa María 0206, Providencia, se encuentra en construcción el Edificio Al Manara de la empresa Development & Contracting Company S.A., construcción que se espera sea entregada en enero de 2011. Esta constructora tuvo una experiencia exitosa con el Edificio Al Ras ubicado en Sucre 1900, Ñuñoa. En este inmueble colocaron una serie de paneles solares en el techo y esto tuvo una importante cobertura de la prensa, lo que redundó en un éxito de ventas: el gancho que se le ofrecía a los futuros compradores era que iban a tener un mucho menor gasto en servicios comunes por el ahorro del costo en agua caliente. Una de las innovaciones técnicas que tiene Al Manara es que cuenta con aislación térmica de sus muros aplicada por afuera. Otra tecnología empleada es que en vez de utilizar una caldera convencional el edificio cuenta con bombas de calor, que básicamente transforman calor en frío y viceversa, mediante la compresión de un gas. Esto se aplica en sistemas de calefacción y enfriamiento.
Otras alternativas sustentables
La geotermia consiste en aprovechar la temperatura natural que existe en el suelo, empleando la bomba de calor. Gracias a este dispositivo, se puede tomar un diferencial de temperatura de tres fuentes específicas: aire, calor y agua subterránea; en orden ascendente de eficiencia. En el caso de las aguas subterráneas, resulta muy complejo que las construcciones en Chile puedan hacer uso de ellas debido a que los derechos de aguas se encuentran en la mayoría de los casos adjudicados.
La temperatura del suelo en Santiago es más o menos constante: alrededor de 15º, dependiendo de la profundidad. Entonces, sólo por el hecho de pasar la temperatura por el suelo, por pliegues enterrados, se consigue el sistema de calefacción o de aire. En verano, hay en promedio 30º en Santiago y el aire de la tierra está a 15º, al pasar por ahí la temperatura del edificio baja más o menos en 7º y se da el proceso inverso en invierno. Esta tecnología es usada en el Edificio Central de Consalud en Huechuraba y ahí justamente nada más que con pasar los tubos debajo de la tierra, se llega a los manejadores de aire acondicionado del edificio que son absolutamente convencionales, pero llega en 7º más bajo; y al revés en invierno, si se registra 7º grados y el suelo está a 15º, al pasar el aire por el suelo también se levanta la temperatura y cuando llega a los equipos de calefacción en ese caso viene precalentado.
Las otras tecnologías que hay son básicamente dos: 1) Aprovechamiento de la energía a partir de la basura; y 2) Uso de la energía a partir de las aguas servidas, el alcantarillado, los desechos, el lodo. Estas son dos fuentes que si son bien aprovechadas pueden generar biogás, técnica muy frecuente en los países desarrollados. En este contexto, cobra vigor el concepto de Net Metering que es un sistema que permite a una casa conectarse a la red de generación eléctrica local e inyectar energía, siendo especialmente útiles aquellas tecnologías que producen energías renovables como la solar fotovoltaica y energía eólica. De esta forma, cuando la casa inyecta energía el medidor de luz funciona en sentido inverso. Al final del periodo de facturación, el cliente sólo paga por su consumo neto: el total de recursos consumidos, menos el total de recursos generados.
En el caso de la basura, en el relleno sanitario de Til Til hasta ahora estaban en una fase experimental, ya que cuando se entierra la basura esto empieza a producir gas y se le debe hacer un tratamiento adecuado. Hasta hace un par de meses estaban expulsando el material al aire, después se tomó la decisión de quemarlo mientras que en la actualidad ya se construye una planta experimental para producir biogás.
“En una población que visitamos en Estocolmo, ni siquiera había camiones de basura, ésta se iba por tuberías neumáticas, a través de una red urbana que llega a un lugar determinado donde se procesa. Todo eso llega después a una central en donde se incinera. Dos ciudades de 250.000 habitantes cada una juntan la basura de 500.000 habitantes y con eso, en ese edificio, se produce agua caliente, para abastecer la calefacción central de 250.000 habitantes. Es decir, la mitad de la región tiene calefacción central por agua caliente por una red distrital a partir de la incineración de la basura”, remata Norman Goijberg. |
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ENERGIA |
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Energía y Minería : |
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Creciendo juntas por el desarrollo de Chile |
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En el mes de la minería, revista ELECTRICIDAD analiza en detalle el consumo y políticas energéticas del principal rubro industrial del país. |
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Una actividad es llamada “el sueldo de Chile”. La otra, es el motor para cualquier actividad industrial, comercial e incluso personal, a nivel global. Son la minería y la energía, industrias que a la par van potenciando el camino de nuestro país hacia el desarrollo.
A continuación, revista ELECTRICIDAD presenta el actual consumo energético y las políticas de eficiencia energética
de tres de las principales compañías mineras presentes en el país: Codelco, BHP Billiton y Collahuasi.
La más grande y demandante de todas: Codelco
La minera estatal Codelco es el principal consumidor de energía en Chile. En electricidad, utiliza 6.386.000 MWh al año, correspondiente al 13,3% del total de electricidad que se consume en Chile y al 42,8% de lo que consume la minería del cobre en el país. En relación al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), representa el 23,4% del consumo, a cifras de 2008, mientras que para el Sistema Interconectado Central (SIC) totalizó el 8,2% del consumo. Esto lleva a que solamente la electricidad represente el 11% de los costos de producción de la compañía, bastante más que el 5% que representaba en 2005.
En relación a los hidrocarburos, Codelco, por medio de sus cinco divisiones, consumió 20,69 PJ, equivalentes al 1,7% del consumo nacional. Dentro de estos consumos de combustibles el más importante es el de petróleo y sus derivados, que totalizaron 19,21 PJ en 2008. Le siguen en importancia el gas natural, con 1,05 PJ, y el carbón, que se utiliza solamente en Codelco Norte (0,25 PJ) y Ventanas (0,18 PJ).
Por divisiones, la que más consumió electricidad en 2008 fue Codelco Norte, con 3.096,92 GWh, seguida de El Teniente con 1.879,28 GWh, Andina con 594,92 GWh, Salvador con 519,86 GWh y Ventanas con 300,24 GWh. En términos de energía combustible, Codelco Norte consumió en el ejercicio 14,21 PJ, mientras que El Teniente demandó 2,22 PJ, Ventanas 1,82 PJ, Salvador 1,7 PJ y Andina 0,74 PJ.
Considerando tanto electricidad como combustibles, Codelco consumió en el ejercicio 43,68 PJ, equivalentes a 12.133.000 MWh, con un valor asociado de US$940 millones. En promedio en los últimos cinco años, los combustibles representan el 5% de los costos, mientras que la energía eléctrica llega al 10% en el mismo periodo, totalizando ambos consumos US$3.560 millones entre 2005 y 2009. Para la empresa esta tendencia se explica porque el precio de la energía eléctrica ha subido en promedio en torno a 150%, mientras que el consumo sólo ha aumentado 4%.
El Plan de Eficiencia Energética de la estatal
La tendencia al alza de los precios de la energía, los riesgos de disminución de la oferta e inseguridad del suministro, han llevado a Codelco a integrar la eficiencia energética al Sistema de Gestión de la compañía. Por ello, la empresa dispone desde 2003 de una Política de Eficiencia Energética, en la que se definen los lineamientos para mejorar el uso de la energía. En 2006 establece una Norma Corporativa de Eficiencia Energética para proyectos de inversión en capital, y en 2007 crea el Sistema de Información de Indicadores Energéticos, que permite a la estatal visualizar el consumo de energía total. Como explica la compañía, “el sistema permite visualizar toda la información de consumo de energía de Codelco en un solo sitio. La utilidad es poder hacer gestión, identificar oportunidades y focalizar esfuerzos para el mejoramiento de los indicadores energéticos en los procesos productivos y de servicios. El sitio es un Business Warehouse (BW) que extrae información de SAP. El BW permite hacer consultas por distintos criterios: clase de costo, centro de costo, división, año/mes, etc. Y generar importantes reportes, y a partir de ellos analizar la información”.
Ya en 2008 Codelco estructuró un Plan de Eficiencia Energética, a cargo de la Vicepresidencia Corporativa de Control de Gestión y Excelencia Operacional. Este plan tiene como propósito mejorar los indicadores específicos del uso de la energía en los procesos productivos, así como incorporar este criterio en los proyectos de inversión a futuro y fortalecer el desarrollo de nuevas fuentes de energía.
El plan se estructura en cuatro focos: la gestión de los contratos existentes; la gestión de eficiencia energética en procesos; el desarrollo de nuevas fuentes energéticas, y la aplicación de la norma de eficiencia energética en todo el ciclo de vida de los proyectos de inversión.
La gestión de contratos de suministro eléctrico está orientada a reducir los costos del consumo energético a través del manejo de demanda máxima y del factor de potencia. En 2008 Codelco logró reducir la demanda máxima en 4% para el SING y en 14% para el SIC, lo que se tradujo en menores costos para la corporación y un mejor uso de la capacidad instalada de generación en ambos sistemas.
Respecto a la optimización de procesos, éstas han permitido un menor consumo de energía de la compañía, por medio de iniciativas como el control de ventilación auxiliar en minas subterráneas; la optimización de distancias de transporte en rajos; la automatización y optimización de funcionamiento de molinos; la regulación de sistemas de preparación de carga en fundiciones, y el cambio del tipo de combustibles en los hornos.
La búsqueda de nuevas fuentes energéticas ha llevado a la empresa a estructurar a nivel divisional una cartera de proyectos para incursionar en la producción de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), con el propósito de disminuir la huella de carbono de los productos. Además, Codelco busca incentivar el uso de las ERNC, ya que estas tecnologías de generación son más intensivas en el uso de cobre que las tradicionales.
Dentro de la cartera de proyectos ERNC de Coldeco, se puede destacar el uso de aguas para mini central de pasada en Embalse Carén, minicentrales de pasada en canal de relaves en El Teniente, el Parque Eólico Calama, la central termosolar Gaby, proyectos cuyas capacidades de generación están en estudio. Como informó la estatal, “el proyecto que presenta más avance en esta materia es la primera etapa del proyecto eólico de Calama, cuya construcción se encuentra en etapa de licitación”.
El Plan de Eficiencia Energética de Codelco ha traído como resultado un menor gasto en el consumo de energía. Específicamente, en 2008 este plan generó un ahorro de US$6 millones, gracias a la gestión de demanda máxima y a mejoras en los procesos productivos.
A futuro existe una positiva expectativa, producto de la cartera de proyectos para el desarrollo de nuevas fuentes de energía y en la aplicación de la norma de eficiencia energética en proyectos de inversión. Ya en el segundo semestre de 2009 se produjo un ahorro de US$12 millones, producto del mejoramiento en una serie de procesos productivos y de la consolidación de la gestión de demanda máxima y de la reducción del factor de potencia.
Las iniciativas del plan se implementan bajo responsabilidad de cada una de las divisiones de Codelco, las que son seguidas y controladas por un Comité de Eficiencia Energética corporativo. Como señaló la empresa a revista ELECTRICIDAD, el comité “es una instancia que coordina la implementación del Plan de Eficiencia Energética de Codelco y las acciones específicas derivadas de éste en cada División. En dicho espacio se comparten mejores prácticas, se comparten experiencias que facilitan las transferencias de estas mejores prácticas, se uniforman criterios y se coordinan acciones transversales de eficiencia energética. El Comité está integrado por representantes de todas las divisiones de Codelco y es liderado por la Dirección de Eficiencia Energética dependiente de la Vicepresidencia de Control de Gestión y Excelencia Operacional”.
BHP Billiton
La compañía transnacional BHP Billiton está presente en Chile por medio de su área Base Metals. Esta cuenta con las operaciones Cerro Colorado, Escondida y Spence, que en conjunto procesan 182 millones de toneladas de mineral. Esta producción, en términos de consumo energético, se traduce en los siguientes números: para 2008, BHP Billiton consumió 312.523 m3 de diesel (285.554 en 2007), los que equivalen a 11.422.712 GJ; 145 m3 de gasolina (sin consumo el año anterior), 276 toneladas de gas licuado de petróleo (sin consumo en 2007) y 3.872.393 MWh de electricidad (superando los 3.606.825 MWh del ejercicio anterior). Todo este consumo energético totaliza 25.380.775 GJ, en contraste con los 23.421.566 GJ de 2007.
El aumento en el consumo energético en los procesos mineros y de sus emisiones asociadas, llevó a BHP Billiton a establecer, en noviembre de 2008, una Política de Desarrollo Sustentable. Concretamente, el objetivo a nivel mundial del grupo es reducir en 13% la utilización de energía en base a combustibles fósiles al 30 de junio de 2012. El área de negocios Base Metals estableció entonces la meta de no aumentar más de 26% la intensidad de consumo energético para el año fiscal 2012, poniendo como año base 2006.
Esta tarea no es fácil, ya que se prevé que en muchas operaciones en Chile habrá un aumento de emisiones producto de la mayor demanda energética, la que crecerá, a su vez, por la necesidad de procesar mayor cantidad de mineral, debido al envejecimiento de las minas y a la consecuente caída de las leyes de los minerales. Por ejemplo, en Escondida, la ley promedio de cobre en el mineral fue de 1,64% en 2007, bajando a 1,37% en 2008.
Combatiendo las emisiones de Gases de Efecto Invernadero
La multinacional está trabajando en el establecimiento de proyectos para mitigar el aumento de sus emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). La compañía se puso también como meta global reducir en 6% la producción de estos contaminantes para junio de 2012, mientras que la unidad Base Metals se fijó como objetivo no aumentar más de 42% la emisión de los GEI para el año fiscal 2012 respecto al año fiscal 2006. En Chile los principales obstáculos para reducir la emisión de estos gases por parte de BHP Billiton han sido el cambio de la matriz energética del sistema eléctrico. Concretamente, las restricciones de gas natural para la generación del SING han impactado directamente el factor de emisión del sistema eléctrico, afectando las emisiones indirectas de sus operaciones.
Por ello, BHP Billiton ha analizado la posibilidad de participar en un proyecto de energía eólica. Junto a la firma australiana Pacific Hydro, comenzó en 2008 los análisis para la potencial instalación de un parque eólico en la Región de Antofagasta, al seleccionar sitios adecuados para iniciar las mediciones de viento, y así identificar el real potencial de generación de esos sitios.
Collahuasi
La Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi también cuenta con una política de energía que busca asegurar el suministro de sus operaciones de manera ambiental y económicamente sostenible.
Respecto al consumo eléctrico de Collahuasi, se puede decir que en 2009 demandó 1.294.669 MWh al SING, con un 9% de participación en ese sistema, y superando 1.232.056 MWh del ejercicio anterior. Este consumo equivale a 4.660.807 GJ.
Por procesos, en la mina, la firma consumió directamente en energía 7.444 GJ de gasolina de 95 octanos y 3.371.583 GJ en petróleo en 2009; en la planta de sulfuros, demandó 214 GJ en gasolina 95 y 73.676 GJ en petróleo; en la planta de lixiviación consumió 407 GJ de gasolina 95 y 290.725 GJ de petróleo. Estos consumos, sumados a otros procesos menores (que consideran también el uso de GLP), totalizan un consumo directo de energía de 3.893.954 GJ, en comparación a los 3.212.365 GJ de 2008.
Programa de Eficiencia Energética: una iniciativa exitosa
En octubre de 2009 el Programa de Eficiencia Energética e Hídrica de Collahuasi pasó a llamarse Programa de Eficiencia Energética.
Este programa logró reducir en 8,8% su intensidad energética en 2009 en comparación a 2008, pasando de requerir 2.648 kWh por ton de cobre fino a 2.416 kWh por ton, ayudado en parte además por la tendencia creciente que experimentó la ley del mineral. Este ahorro equivale a un ahorro en consumo de 270.537 GJ.
Al igual que las otras empresas del rubro, Collahuasi está explorando las ERNC para incluir nuevas fuentes energéticas dentro de su mix energético. De hecho, en 2008 la firma instaló una planta piloto de energía solar para evaluar y validar la tecnología, logrando determinar que es adecuada para ser usada en procesos industriales y domésticos de bajas temperaturas asociados a faenas mineras de altura.
Pero no solo el Sol interesa a la compañía. De hecho, Collahuasi posee en la actualidad cinco concesiones de exploración de energía geotérmica denominadas Irruputuncu 1,2,3,4 y Olca, ubicadas entre las regiones de Tarapacá y Antofagasta. El año pasado se trabajó en un modelo conceptual preliminar, para determinar el desarrollo de las siguientes etapas de la investigación del potencial geotérmico de estas concesiones. Estos determinaron, en primera instancia, la conveniencia de realizar pozos de exploración para determinar el potencial real existente en la zona. A futuro, la empresa estaría buscando un socio estratégico que desarrollará las fases siguientes del proyecto, que podría traducirse en energía geotérmica para Collahuasi, poniéndose a la vanguardia entre las mineras en esta área. |
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ENERGIA |
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Eduardo Cordero, ex presidente de la AIE : |
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“Hoy la AIE es una entidad seria y eso es algo que hemos cuidado bastante” |
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El ex timonel espera que la nueva directiva asuma los compromisos que permitan hacer crecer aún más a la que hoy es el referente del sector. |
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Hace pocos días entregó el mando de la Asociación de la Industria Eléctrica y Electrónica (AIE) al nuevo presidente de la entidad, Alvaro Urzúa. Tras cuatro años consecutivos como presidente y en total 12 años ligado a la Asociación, el hoy ex timonel Eduardo Cordero, gerente general de Kolff, asegura que quiere dedicarle mayo tiempo a la empresa que dirige, pero revela que no se desligará por completo de la AIE, tal vez participando en alguno de los comités que la conforman.
“Yo llevo 8 años de director, más 4 años de presidente; y ¿qué significa esto?, que ya son 12 años completos que he dedicado a las Asociación en forma activa. La decisión de no participar en las últimas elecciones tuvo como fin el que haya un recambio, pero también, porque se cumplieron objetivos muy importantes que habían sido planteados y uno de ello fue cuando asumimos, que era que la AIE se transformara en un referente de la industria”.
- ¿Siente que han logrado posicionar aún más el nombre de la AIE en el contexto público?
- Hay hechos concretos que avalan eso. Por ejemplo, la Asociación, que yo la defino como “Asociación de empresas Pymes tecnológicas de excelencia”, en un rango de pequeña y mediana, una Asociación que tiene 80 empresas asociadas, fue invitada a participar de una gira presidencial, haber ido con la Presidenta, tenido la posibilidad de tener dos reuniones con la Presidenta, además de tener contactos con parlamentarios y con ministros de Estado y con personalidades influyentes del país, todo eso es un signo. Por lo tanto la AIE ha dicho algo, se ha hecho notar y se ha transformado en el referente de la industria. En ese sentido, se logró a cabalidad el objetivo planteado. Ahora el gran desafío es mantenerlo y acrecentarlo, porque tenemos buenas relaciones con el Estado y con la academia. Eso hay que destacarlo, hemos logrado tener ocho entidades académicas o universidades que son asociadas y esa es una innovación desde el punto de vista gremial, de incorporar como pares a las universidades. Eso nos ha permitido generar un ambiente de confianza, es decir, estamos rompiendo el paradigma de la disociación entre universidad y empresa.
- ¿Cuáles son las principales diferencias entre la AIE actual y la de hace 12 años?
- Es otro ‘animal’, hay una evolución muy importante, el crecimiento de una asociación gremial es lento y no es fácil, no es una puntocom que en un par de años está en la cima. Cuando yo ingresé como asociado, éramos 10 empresas, un club de amigos, y hoy es una institución. Es decir, la diferencia es entre un club de amigos que se dedican a lo mismo, que están en el mismo rubro e industria, que tuvieron una visión a futuro, que tienen un alto nivel de la ética, que quieren hacer bien las cosas, y este club de amigos levanta el desafío de la AIE. Hoy AIE es una institución sólida, formal, hemos hecho un trabajo institucional mejorando los estatutos, que es como cambiar la Constitución de un país, es algo que lleva mucho tiempo. Logramos actualizar los estatutos y llevarlos a lo que realmente requiere la asociación y ese trabajo institucional queda para siempre.
- ¿A qué apunta esa transformación de los estatutos?
- Apunta a adecuar el marco de acción de la Asociación a lo que realmente se está haciendo, lo que se puede hacer, y plasmar situaciones de hecho, formalizarlas. Es decir, lo que se vaya haciendo en una institución, lo que debe ser es que sea concordante con las formas.
- ¿Una AIE líder de opinión?
- Líder de opinión, sin lugar a dudas. En la industria somos líder de opinión, generamos opinión. No toda la que la industria necesita, nos falta mucho, pero vamos en camino, hay desafíos importantísimos. Hoy la AIE es una entidad seria y eso es algo que hemos cuidado bastante y espero que se siga en esa senda, somos una Asociación seria en la que se puede confiar y que tiene muchas relaciones internacionales.
- Precisamente, una de las funciones de la directiva que encabezó estuvo dirigida a relacionarse con sus pares en el extranjero.
- Tenemos relaciones con asociaciones europeas, americanas, asiáticas, en todo el mundo, con un buen nivel de actividad. Somos reconocidos por ellas y nosotros también a ellas, hay un buen trabajo hecho.
- ¿Cuáles son los puntos altos y aquellos bajos que usted identifica durante su gestión?
- Los puntos más complicados que nos ha tocado enfrentar fueron durante la crisis, empresas muy queridas nuestras que quebraron y que tuvieron que salir de la Asociación por problemas económicos. Pero eso se compensó con la entrada de nuevos socios. Lo otro es que creo que como Asociación nos faltó más fuerza, nosotros deberíamos estar en otra sede, haber sacado adelante el Parque Tecnológico, que todavía está pendiente, la Universidad de Chile todavía después de 3 años no decide qué hacer con Parque Carén en términos del Parque Tecnológico, nos hemos topado ahí con una burocracia universitaria. Por otro lado en la Ciudad Bicentenario, en Cerrillos, resulta que cambió el Gobierno y cambió el plan, todavía no se sabe si va a ser aeropuerto, habitacional o va a ser Parque Tecnológico, ahí hay una burocracia gubernamental. Entonces, en los dos lugares donde estábamos barajando colocar el Parque Tecnológico... es una frustración, definitivamente. Hemos optado por un camino propio, con una inversión totalmente privada y estamos desarrollando un Parque Tecnológico en el Parque Aconcagua. Comenzamos tres empresas, con el objetivo de echar a andar algo y hemos hecho reserva de paños colindantes y hay paños disponibles para todas las empresas de AIE que quieran participar.
Puntos altos: primero, el fuerte desarrollo que han tenido los comités de automatización y el comité eléctrico, el primero con el desarrollo de wireless, con una gran actividad, el comité de automatización es el más activo de la AIE; y el otro, se reactivó con mucha fuerza el año pasado, se desarrolló el seminario de normativa eléctrica que ha sido el evento más importante que se ha realizado en la AIE y en la industria. Esos son puntos concretos, que tienen relación con las actividades. También está el tema de los Nodos, los Nodos I y II, que hicieron que creciera en 1.000% la cantidad de eventos relacionados con capacitación para nuestros asociados, con apertura de nuevas tecnologías. Un Nodo de transferencia tecnológica fue catalogado como uno de los mejores Nodos que se ejecutaron en Corfo el año pasado. Han significado traer expertos, por ejemplo, en Marketing Industrial, sin el Nodo nuestras empresas no hubieran tenido la oportunidad de participar de esas capacitaciones. Hicimos también un benchmarking, el primer benchmarking de la industria, y eso es súper relevante, son números duros que nos sirven a todos. También gracias a los Nodos pudimos formar el Departamento de Estudios, donde tenemos un ingeniero que trabaja en los números de la industria. Y es que debemos disponer de números, partimos con algo, yo creo que no tenemos los números que necesitamos, pero ya es un inicio.
- ¿Cuál estima que debiese ser una siguiente fase en la historia de la AIE?
- El gran desafío es mantener esa referencia, ese ser referente, porque es como todo negocio: se llega a un cierto punto, pero las curvas se van haciendo más planas. Segundo gran desafío: que crezca la masa crítica de asociados. Tenemos que pasar los 100 asociados lo antes posible, necesitamos pasar a 100 ó 150, y debiéramos llegar a una cifra cercana a los 300 asociados para tener una masa crítica.
- ¿Pasar los 100 durante este año?
- No sé si este año... ojalá este año, porque es un buen año y por ende es un desafío pasar los 100 lo antes posible. Por otro lado, necesitamos seguir desarrollando actividades propias que demandan los asociados, mirar hacia adentro, cuidar que afuera estamos bien. El primer ejercicio fue la imagen de AIE en el exterior, que se posicionó bien; ahora hay que hacer un trabajo interior, ese es el compromiso, y las nuevas autoridades que asumieron en AIE reúnen todas las características para poder hacer un muy buen trabajo. Por eso ahora hay una etapa de mirar hacia adentro, fortalecer las bases, fortalecer lo que quieren los asociados, fortalecer las corporaciones de la Norma Eléctrica con IEC, y trabajar también con Cier en lo de instalación eléctrica. Eso es lo que hay que hacer, ese es el desafío.
- ¿Algún mensaje para sus pares?
- Muy simple: necesitamos que toda la industria participe en la AIE, porque tenemos que ver más allá de nuestros negocios, tenemos que ver cuál es nuestro entorno en el cual AIE es un actor importante. Es una manera de estar conectado a muy bajo costo, aprovechando la sinergia de la asociatividad. La Asociación entrega mucho valor, pero ese valor se entrega cuando se participa en ella. El mensaje es que es buen negocio participar de la AIE, hay mucho retorno.
- ¿Usted espera que la nueva directiva mantenga el rumbo que llevaba la Asociación bajo su mando o que le dé un giro de timón?
- Yo espero un giro de timón hacia arriba, para desarrollar los campos que he nombrado. Y tenemos una directiva de lujo, una muy buena directiva. |
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ENERGIA |
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José Ignacio Lebrato, secretario general de la Cámara Oficial Española de Comercio de Chile : |
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“El Estado chileno está consciente de que es necesario asegurar mayor generación eléctrica como apoyo al crecimiento del PIB” |
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Lebrato adelantó a revista ELECTRICIDAD que la Cámara española de Comercio creará un comité dedicado al desarrollo de las energías renovables en Chile. |
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El secretario general de la Cámara Oficial Española de Comercio en Chile, José Ignacio Lebrato, analizó el desarrollo energético del país, y cómo la entidad que representa trabaja en esa tarea. Destacó campos de acción donde misiones comerciales multisectoriales españolas han hecho su aporte, como son las áreas de ahorro y eficiencia energética, y el fomento de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC).
- ¿Tiene la Cámara un programa en el área energética para desarrollar en nuestro país o que haya venido desarrollando hace algún tiempo?
- Dada la importancia que está tomando la energía renovable y las numerosas empresas españolas relacionadas con el sector, es muy probable que a mediano plazo se cree un comité al respecto. Mientras, estas temáticas se recogen dentro del Comité de Nuevas Tecnologías. Desde hace años colaboramos con las instituciones chilenas para atraer empresas relacionadas con el sector.
- ¿Hay agendadas visitas de delegaciones empresariales a España o misiones desde ese país que tengan que ver con el área de la energía?
- Nuestra cámara organiza reuniones a más de 100 empresas españolas anualmente de muy diversos sectores. El energético no es una excepción y lo más habitual es que vengan agrupadas en misiones comerciales multisectoriales, donde uno de los campos con tendencia creciente es precisamente todo lo relacionado con energía, su ahorro y eficiencia, así como de energías renovables.
- ¿Realizan talleres, cursos, capacitación o seminarios que tengan que ver con energía o electricidad?
- Pese a no tener un comité especializado en energía, sí cubrimos esa temática a través de seminarios abiertos con diferentes aspectos relacionados con la energía.
- ¿Cuál es la opinión, como Cámara, del escenario energético en Chile?
- El Estado chileno está consciente de que es necesario asegurar mayor generación eléctrica como punto básico de apoyo al crecimiento del PIB previsto. La diversificación de la misma y su fomento son parte de las razones que invitan a empresas españolas a analizar este mercado. Queda aún mucho por hacer, pero Chile está tomando la dirección adecuada.
- ¿Qué le parece el desarrollo de las ERNC en Chile?
- Es un mercado creciente donde todavía se está estudiando todo el enorme potencial posible. Al igual que en otros ámbitos desde hace muchos años, el Estado chileno está invitando a empresas extranjeras a que traigan su conocimiento y todo ello está empezando todavía tímidamente a dar resultados.
- ¿Cuales son las inversiones de las empresas españolas en Chile en el área energética para los próximos años?
- De forma constante están llegando empresas españolas a evaluar el mercado, cada una de ellas con un enfoque e intereses diferentes que hacen difícil responder de forma sencilla a la pregunta. Sí es más sencillo asegurar que las nuevas empresas interesadas en este sector no hacen enormes inversiones; por otra parte la inversión española en Chile se mide a largo plazo y con vocación de reinversión. |
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ENERGIA |
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Foro Eléctrico del SING 2010 : |
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Los nuevos desafíos que el escenario le presenta a la minería y energía |
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Con la reactivación de los proyectos mineros y el avance en importantes iniciativas energéticas, el panorama en el Norte se va despejando. |
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El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) se plantea hoy bajo nuevos parámetros dados por
el reestablecimiemento de los procesos en torno a ampliaciones y nuevos proyectos mineros, además de una concepción de energía segura, sustentable y sostenible. Principalmente esos son los focos que iluminarán una nueva versión del Foro Eléctrico del SING 2010, reunión técnica organizada por el Grupo Editorial Editec, casa editorial de las revistas ELECTRICIDAD y MINERIA CHILENA, en conjunto con la Asociación de Industriales de Antofagasta (AIA), que se llevará a cabo los días 5 y 6 de octubre en los salones del Hotel del Desierto, Enjoy Antofagasta Casino & Resort.
Es la octava versión de este importante encuentro, y como todos los años reúne, a la industria eléctrica, de los hidrocarburos y de las energías renovables, junto a la de los clientes libres y muy especialmente a la industria minera, donde autoridades, ejecutivos, académicos y técnicos, todos vinculados al sector energético, debatirán acerca de las condiciones que el actual escenario les presenta a las industrias minera y energética, y cómo éstas plantean los nuevos parámetros.
El Programa para este año comprende cinco módulos en los que se establecen las principales dudas e inquietudes respecto del sistema. El Módulo 1 se denomina “La Demanda Energética de la Minería en el Norte Grande”, y comprende la participación de las principales empresas de la Gran Minería, que presentarán sus proyectos de desarrollo y el impacto que ellos tendrán en la demanda energética del SING. En el Módulo 2 “Las Empresas Generadoras y Transmisoras en el Norte Grande”, se presentará la situación de algunas importantes compañías del rubro que operan en el SING, sobre sus propuestas y cómo ven el escenario en el sistema eléctrico del Norte. El Módulo 3 “La Generación Eléctrica Sustentable y las ERNC en el SING” comprende el análisis de los grandes desafíos que deberán asumir las empresas generadoras y transmisoras para un desarrollo sustentable y las perspectivas del desarrollo de nuevas fuentes energéticas no contaminantes. En el Módulo 4 “Seguridad de Abastecimiento en el SING”, la tarea apunta a analizar los distintos aspectos relacionados con la seguridad de abastecimiento en el SING, tanto desde el punto de vista de la actividad sísmica esperada, además de la discusión sobre la posibilidad (cierta) de las redes inteligentes en el sistema y de la alternativa de una interconexión SING-SIC. Finalmente, el Módulo 5 “Perspectivas de Desarrollo de la Nucleoelectricidad en Chile”, para sentrar un precedente acerca de las diferentes posiciones respecto del desarrollo de la energía nuclear en el país, tendiente a aportar con electricidad a la matriz energética nacional.
El Foro Eléctrico del SING 2009 ya cuenta con el importante patrocinio de:
• Sociedad Nacional de Minería (Sonami)
• Comisión Chilena del Cobre (Cochilco)
• Consejo Minero
• CDEC-SING
Y cuenta con el importante auspicio de las empresas Elecda, ABB, Dessau Ingentra, Nexans, Finning/CAT, Transelec, E-CL, Tusan, Siemens y WEG.
En los sitios Web de las revistas ELECTRICIDAD INTERAMERICANA (www.revistaei.cl) y MINERIA CHILENA (www.mch.cl) encontrará el link para acceder al sitio www.forosing.cl, donde en forma íntegra se informa sobre el presente evento. |
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ENERGIA |
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Los centros de energía de las universidades chilenas : |
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Investigación y Desarrollo al servicio del país |
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Los centros de energía apuntan a acercar cada vez más el trabajo de las empresas energéticas con el de las universidades. |
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Llevan poco tiempo de existencia, pero ya tienen una actividad pujante, y cada vez más proyectos en ejecución. Son los centros de energía de las universidades chilenas, entidades que quieren convertirse en una parte importante del desarrollo energético de cara al futuro.
Están trabajando en proyectos de investigación y desarrollo, tanto con empresas del rubro o con entidades públicas. Además, tienen su propia visión del estado actual y futuro del escenario energético chileno, con muchas similitudes y algunos matices, fruto de los focos de trabajo con que fueron concebidos, puntos de vista que determinan también sus líneas de trabajo.
Un diagnóstico coincidente de los centros de energía respecto de la realidad energética chilena es la alta dependencia del país respecto a combustibles externos. Como explica Edmundo Claro, director del Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la Universidad Diego Portales, “en 2008, Chile importó el 99% del petróleo, el 94% del carbón y el 27% del gas natural que consumió. Así, el sistema energético nacional es altamente dependiente del mercado internacional, especialmente en materia de transporte. Para este sector, que es el mayor consumidor de energía en Chile y representa el 35% del consumo nacional, el 99% de sus insumos corresponde a derivados del petróleo”.
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Esta situación ha llevado a que el Centro de Innovación Energética de la Universidad Técnica Federico Santa María haya enarbolado como “bandera de lucha” contribuir, por medio de su trabajo, a superar esta situación en los próximos años: “Nosotros estamos apostando por la independencia energética. El hecho de declarar la independencia energética significa que es factible. Por ejemplo, en el Sistema Interconectado Central (SIC), el 60% de la energía es hidráulica. No es utópico pensar que el 40% en el mediano o largo plazo pueda ser aportado con energía eólica, solar o mareomotriz. En el norte está la mayor radiación solar a nivel mundial, y basta hacer algunos cálculos para darse cuenta que con la energía del norte (solar) podría darse energía a toda Latinoamérica, en el papel”, declara el director de esta institución, Jaime Espinoza.
En tanto, la visión de Carlos Silva, director del Centro de Innovación en Energía de la Universidad Adolfo Ibáñez, es que uno de los aspectos distintivos del desarrollo energético actual, tanto para Chile como para el resto del mundo, es su dinamismo e indeterminación respecto a su desarrollo para las próximas décadas. En palabras del académico, “hay nuevas tecnologías introduciéndose, y hay otras retirándose. Existe incertidumbre respecto a cómo va a evolucionar la demanda, cuál va a ser el real aporte de las energías renovables y de la eficiencia energética; quizás en el futuro vamos a empezar a hablar de energía nuclear también (para Chile)”.
Por su parte, el Centro de Energía de la Universidad de Chile nació con el propósito de aportar en el área de innovación tecnológica para el sector eléctrico chileno, puesto que los académicos de esa casa de estudios detectaron oportunidades para el país que no estaban siendo explotadas. Como grafica el director del centro, Rodrigo Palma, “hemos visto algunas oportunidades donde podemos ser actores, y es ahí donde tenemos tres áreas de desarrollo: redes inteligentes, donde hay un tremendo espacio para las microrredes y generadores virtuales; hay un espacio también para potenciar el uso de los sistemas de transmisión, que ahora van a ser exigidos por las energías renovables; y está también el tema de los cargadores de los vehículos eléctricos: creemos que hay un espacio para el desarrollo de cargadores rápidos de vehículos electrónicos usando electrónica de potencia hecha en Chile”.
Manos a la obra
Los diagnósticos respecto a la realidad energética chilena de los centros de energía chilenos se han traducido en líneas de investigación y desarrollo concretas, con sus propios énfasis. En el caso del Centro de Innovación en Energía de la Universidad Adolfo Ibáñez, la entidad ha determinado como labores esenciales de su quehacer la difusión de temas, ya sea por medio de workshops, seminarios o conferencias. También está la realización de proyectos que tengan algún impacto local, apuntando también a lo global. “Estamos viendo un piloto de transporte eléctrico dentro de la ciudad de Santiago, proyectos que realizamos con socios dentro del ámbito empresarial chileno y con socios tecnológicos, muchas veces de Estados Unidos y Europa”, explica Silva. Otra área muy importante es la investigación y desarrollo en Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y en eficiencia energética, como por ejemplo, en proyectos que consideran el desarrollo de generadoras microhidráulicas y energía solar térmica.
Un énfasis similar tiene el centro de la Universidad Santa María, donde han apostado fuertemente por la innovación en arquitectura bioclimática, esto es, la construcción de edificaciones que requieran menos consumo de energía. Otro punto importante para este organismo es la cuantificación de las ERNC disponibles en el país, así como el uso eficiente de la energía en general, para la mejor utilización de los recursos energéticos en los sectores industriales, en el transporte y en los hogares.
En el caso del Centro de Energía de la Universidad de Chile, además de las áreas de investigación antes mencionadas, también es muy importante el desarrollo de herramientas de apoyo para la toma de decisiones. Como explica Palma, “es un área que podríamos decir que es más de ‘software’, más de análisis, donde tenemos cierta tradición en desarrollo de herramientas computacionales que apoyen al sector”.
Mientras, las líneas de trabajo del centro de la Universidad Diego Portales tienen como norte la investigación para la generación de políticas energéticas sustentables, una oferta de asesorías para mejorar la forma de producir, distribuir y consumir los recursos energéticos convencionales y renovables, la realización de encuestas de opinión pública sobre energía y sustentabilidad, y la realización de labores de extensión y difusión por medio de seminarios y talleres.
Las universidades y las empresas energéticas chilenas
Los centros de energía de las universidades chilenas, a pesar de su corta existencia, ya están trabajando en proyectos concretos junto a empresas del rubro energético en Chile. Como grafica Espinoza, “las empresas en Chile no tienen la infraestructura que tiene la Santa María, por ejemplo. Ese es un aporte importante, porque uno puede hacer estudios a escala, hacer pruebas piloto. Las compañías tienen que asesorarse por las universidades, por estos centros. Por ejemplo, las compañía están interesadas en saber cuáles deberían ser las innovaciones en las nuevas plantas a carbón, donde tendrían que apostar en inversiones para las próximas centrales”.
Concretamente, una iniciativa destacable del Centro de Innovación Energética de la universidad porteña es la creación de un diploma para capacitar a personas en proyectos de sistemas térmicos y fotovoltaicos, que contó con una versión que se dictó para trabajadores de la compañía Abastible. “Destaco de esta empresa haberse interesado en incorporar como negocio complementario el Sol en toda su venta de gas licuado, y así también vender sistemas solares. La gran barrera de las empresas que venden paneles solares es la atención al cliente y los repuestos. En cambio, la empresa de gas tiene atención las 24 horas, y puntos de distribución en toda su área de concesión”, celebra Espinoza.
El centro de la Universidad de Chile tiene entre sus colaboraciones con el sector privado el desarrollo de un sistema híbrido de generación para la compañía minera Collahuasi en el norte del país, proyecto que tiene un enfoque multidisciplinario, al que se han sumado académicos de la universidad de las áreas de computación, mecánica, geofísica, incluso, indirectamente, alumnos de postgrado y pregrado. “Hemos hecho un diagnóstico que incluso toma la parte de inserción social de las tecnologías, que ha sido tremendamente enriquecedor”, enfatiza Palma.
Sin embargo, las cabezas de los centros de energía chilenos coinciden que hay puntos sensibles entre estas entidades y las empresas que se podrían mejorar. Un aspecto crítico es el tipo de proyectos que las compañías financian, interesadas mayormente en obtener retornos rápidos de estas inversiones. Como explica Silva, “la principal labor de nuestro centro es canalizar todas las iniciativas que tengan que ver con el mundo universitario, y a la vez con el mundo privado y público también. (El interés de las empresas) es incipiente, pero todavía muy concentrado en una línea de proyectos que tienen sentido económico más inmediato. Si uno va y propone un proyecto de investigación con rentabilidad económica por decir, en 20 ó 30 años, en general no les va a interesar. Falta más una visión de largo plazo”.
Una visión similar tiene Edmundo Claro, quien agrega un elemento adicional respecto al provecho que se le saca al resultado de estas investigaciones: “Por un lado, si bien creemos que varias empresas están interesadas en desarrollar proyectos de investigación, sus objetivos están mas dirigidos a reforzar su manera actual de hacer negocios, tanto en materia tecnológica como operativa. Por otro lado, a pesar de que las empresas también están interesadas en conocer la opinión de la sociedad con relación a temas energéticos, generalmente son celosas a la hora de revelar los correspondientes resultados en caso de que no la favorezcan”, indica.
El ejemplo parte por casa
El refrán “en casa de herrero, cuchillo de palo” no se aplica a los centros de energía de las universidades chilenas. Estos organismos ya han aplicado en las casas de estudios proyectos de eficiencia energética y educacionales, con resultados muy positivos. Por ejemplo, el Centro de Energía y Desarrollo Sustentable dicta en la Diego Portales cursos de formación general como “Energía y Cambio Climatico”, un curso en la carrera de Diseño, llamado “Nuevos Escenarios Productivos”, y el curso de especialización profesional “Introducción al Desarrollo Sustentable”. Además, organiza talleres sobre diversos temas energéticos y ambientales, y también dirige tesis y prácticas profesionales de alumnos de esa universidad.
Por su parte, el Centro de Energía de la Chile está participando en la posible creación de un diplomado en redes inteligentes, el cual estaría radicado en el Departamento de Ingeniería Eléctrica. “La idea está circulando, tenemos reuniones permanentes con las empresas del sector, por lo que en este momento estamos viendo cómo lo percibe el medio para ver si lo llevamos a la realidad”, adelanta Palma.
El Centro de Innovación Energética realizó el semestre pasado un estudio para detectar posibilidades en el ahorro de agua utilizada en la Santa María, estudiando artefactos como los dispensadores de agua. Esto trajo como resultado la elaboración de recomendaciones del punto de vista de mantenimiento y del uso por parte de alumnos y docentes, que se tradujeron en una reducción del 13% en el consumo de este recurso.
En la misma línea, el Centro de Innovación en Energía midió la huella de carbono de la Universidad Adolfo Ibáñez, lo que llevó a este establecimiento a aplicar dos programas, uno de eficiencia energética y otro de reciclaje, para reducir la contaminación. “Hay un grupo de alumnos viendo el tema de eficiencia energética en los edificios y otro grupo viendo el del reciclaje. Son temas que nuestros mismos alumnos están enfrentando, porque nuestro objetivo es formar ingenieros relevantes en temas relevantes”, grafica el director del Centro.
Así, los centros de energía, ya sea en proyectos con compañías, con el mundo público o en sus mismas universidades, están dando los primeros pasos para enfrentar uno de los mayores desafíos del sector energético chileno de cara a futuro. Rodrigo Palma indica que “creo que somos muy pocos. Nuestro diagnóstico es que, en el mejor de los casos, hay 100 personas, y esto con muy buena voluntad, que pueden aportar al tema de la innovación tecnológica en energía en Chile. Cualquier país desarrollado que esté partiendo con desafíos mayores en energía se va a dar cuenta que 100 personas es muy poco. Como Centro de Energía queremos liderar procesos, pero también ser muy convocantes. Acá no sobra nadie si queremos lograr un salto a nivel nacional”. |
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ENERGIA NUCLEAR |
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Benjamín Millas, presidente Acesol : |
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“Una de las principales metas es poder hacer de nuestra asociación un referente nacional” |
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La energía solar hace algunos años era una quimera. Hoy, la situación es distinta gracias a que se ha avanzado bastante en la materia, experiencia que se ha ido capturando y que de la mano de esta Asociación promete convertir a la solar en hechos concretos. |
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Benjamín Millas es el nuevo líder de Acesol, y junto a su directiva pretende darle un giro a la organización para que la energía solar sea mayormente reconocida y pueda ser realmente aprovechada en Chile, considerando que el país –sobre todo en la zona norte– presenta una de las radiaciones más importantes del planeta.
- ¿Cuáles son los principales usos de la energía solar?
- En energía solar tenemos los dos más convencionales que son: la energía solar térmica que se usa mucho a nivel domiciliario-industrial para la generación de agua caliente sanitaria y apoyo en sistemas de calefacción. Otro uso, que es más antiguo, más clásico, es la energía solar fotovoltaica para sistemas individuales, es decir, una casa tiene instalados paneles solares para la generación de electricidad. Electricidad que comúnmente es almacenada en baterías, similares a las que se usan en los automóviles, desde la cual se extrae posteriormente esa energía para iluminación o cualquier otro uso que se le quiera dar. Hay otros modelos de utilización de energía solar que, por ejemplo, son para la generación de frío. Con altas temperaturas generadas en colectores que generalmente son específicos para la generación de frío, a través de ciertos procesos que requieren mucho calor, se puede generar frío a través de esa energía. Por ejemplo, un refrigerador mientras genera frío hacia su interior, produce calor hacia el exterior. Ahora, con el calor solar en altas temperaturas se puede generar frío solar.
- ¿Qué otros usos se le puede dar a la energía solar?
- Otros usos son de concentración de calor solar, pero para generación eléctrica. Una alta concentración de calor que evapora fluidos. Esos fluidos evaporados se concentran en alta presión y se logra mover una turbina para generar electricidad. Otro que también se está investigando actualmente y que se están haciendo proyectos pilotos en el norte de Chile, es la desalinización solar. Es decir, poder sacar de agua salada agua potable. En fin, hay muchos proyectos, muchos usos de la energía solar que no son muy conocidos hoy en día porque o son muy innovadores o hay barreras importantes de entrada para el conocimiento; y las barreras financieras, para poder implementar estas tecnologías.
- ¿Se puede comparar el desarrollo de la energía solar en Chile y el de la energía solar en Latinoamérica y los países desarrollados?
- La energía solar en los países desarrollados está muy avanzada, no obstante todavía en esos países queda mucho por aprovechar. Estos han sido logrados, ya sea mediante beneficios tributarios o subsidios directamente aplicados a los compradores de los sistemas, pero siempre con apoyo gubernamental. Países como Grecia, España, Estados Unidos y Australia están muy desarrollados, no sólo en lo solar térmico, sino también en lo fotovoltaico. El tema del Net Metering es algo que acá en Chile está recién sonando a nivel de medios, a nivel de marcos regulatorios. Este concepto implica poder hacer, por ejemplo, que cada casa con su instalación solar fotovoltaica que genera electricidad pueda venderla a la red. Entonces, mensualmente lo único que se paga es la diferencia entre lo que le entregaste a la red y lo que consumiste. En relación al vecindario latinoamericano estamos muy bien. Lo que no necesariamente es tan bueno por la comparación con un desarrollo muy bajo en este tipo de soluciones. Sin embargo, hay otros países de Sudamérica que también están comenzando con proyectos piloto de Metering o soluciones solares térmicas con apoyo del Estado, etc.; pero si lo comparamos estrictamente con Sudamérica, diría que estamos muy bien posicionados, pero por debajo de Brasil.
- ¿Cuáles son las principales trabas para el desarrollo de la energía solar en Chile?
- Principalmente hay trabas regulatorias y financieras. Hoy para hacer grandes proyectos de energía solar el nivel de inversión que se tiene que hacer inicialmente es tan alto que no existe financiamiento que pueda ser viable en estos proyectos. Con ciertos incentivos regulatorios se pueden disminuir estas brechas. Por ejemplo, el hecho de que exista alguna ley respecto al Net Metering, el costo de una instalación fotovoltaica en una casa disminuye bastante. ¿Por qué?, hoy día un costo importante, una fracción importante de todo ese costo se lo llevan las baterías. Si no se tiene que almacenar energía, porque si se está produciendo y no consumiendo, se entrega a la red, no se necesita tener la batería y por ende es un costo importante que disminuye, lo que hace que esos retornos sean más cercanos. En lo solar térmico se ha dado un buen puntapié inicial con la franquicia tributaria para las constructoras, para los colectores solares en viviendas nuevas. Nosotros vamos a trabajar para poder hacer de esto dos cosas: Primero, que sea extensivo en el largo plazo. Hoy esta ley (Ley 20.365) que otorga la franquicia tributaria se termina el 31 de diciembre de 2013. De ahí en adelante vuelve a cero el beneficio tributario; y segundo, poder hacer extensivo el beneficio a las viviendas usadas, que actualmente es el parque de viviendas más importante que existe en el país, más que las futuras viviendas de los próximos tres años y medio.
- ¿Cuáles son las ventajas y desventajas en el caso de la energía solar versus otras energías renovables?
- La ventaja específica de la energía solar es que tiene un costo de operación muy bajo y, además, que tenemos una de las radiaciones solares más altas del mundo. Las desventajas consisten en la fuerte inversión inicial que requieren estos sistemas, pero la que parcialmente se ha eliminado con el beneficio tributario, que se aplica sólo al segmento de viviendas nuevas que tengan un costo inferior a las 4.500 UF y se aplica a través de la constructora.
- ¿El Estado se ha preocupado de fomentar el desarrollo de la energía solar?
- Sí, se ha preocupado. Desde las administraciones anteriores ha manifestado preocupación hacia un mayor uso de la energía solar. Por ejemplo, con la ley que acaba de ser aprobada, y también han manifestado la intención de buscar alguna alternativa. Hay que buscar hacer extensivos estos beneficios a viviendas usadas. También el Ministro Raineri
promueve fuertemente que se pueda legislar respecto de Net Metering en 2011.
- ¿Cuáles son los desafíos pendientes por parte del Estado en el tema de la energía solar?
- Hay un desafío que es importante: poder encontrar un mecanismo que sea sustentable en el tiempo para todo el mercado solar en Chile, tanto en lo fotovoltaico, desalinización, etc. Esto es en general en energías renovables, pero específicamente en lo solar, esta ley que se acaba de aprobar no es sostenible en el tiempo, tiene una duración muy limitada, se perdió un año y medio por demoras en su aprobación en el Parlamento y tenemos menos de tres años y medio disponibles para la utilización de esta franquicia. Hay trabas importantes, hay cosas que van a quedar pendientes, como poder hacer esto sostenible en el tiempo, no sólo en el parque de viviendas nuevas sino que extenderlo a viviendas usadas. Ojo, es muy importante también mencionar que aplicaciones de energía solar, tanto térmica como fotovoltaica, se pueden encontrar en industria, el sector de turismo, en el agropecuario, hospitalario, en el sector educación, en los colegios, etc. Es decir, la cantidad de metros cuadrados, el potencial de utilización de energía solar solamente en Chile, es altísimo. Sin siquiera mencionar la capacidad de exportación que tenemos de energía, dado nuestro desierto. Entonces, el desafío está en encontrar los mecanismos para hacer esto más atractivo, para todos los sectores en un nivel transversal.
- ¿Cuáles son los usos más interesantes que se pueden hacer de la energía solar?
- Principalmente hablar del calentamiento de aguas sanitarias. Toda la población necesita ducharse, necesita
higiene y muchas veces la gente con menos recursos se ducha menos o con agua fría por el hecho de que es muy caro calentarla. Si tenemos una radiación que es inagotable, que es gratis, tenemos que poder aprovecharla. Otro uso es el eléctrico, hoy tenemos un grado de dependencia energética que es altísima, basta con recordar lo de Argentina como también los efectos post-terremoto, donde tuvimos un corte de suministro eléctrico desde Taltal a Chiloé. Si hubiésemos tenido la capacidad para que cada casa fuera un generador individual de energía eléctrica, se produciría una independencia energética importante.
- Sobre las expectativas de Acesol para el desarrollo de energía solar, ¿cuáles son las metas?
- Una de las principales metas es poder hacer de nuestra asociación un referente nacional en todo lo que sea energía solar, a través de la incorporación de muchos más socios. Actualmente tenemos asociadas del orden de 35 empresas y hay cerca de 10 asociados profesionales. Además, tenemos socios honorarios como Procobre y Fundación Chile.
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ENTREVISTA CENTRAL |
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Francisco Mualim, gerente general del Grupo Saesa : |
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“La relevancia de la empresa es el desafío de abastecer un cliente rural” |
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Es uno de los conglomerados eléctricos más extensos que opera en el país y por tanto enfrenta desafíos y deberes en un negocio no menos complejo, cuya evaluación está dada por la calidad del servicio entregado al cliente final. |
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El Grupo Saesa es un holding del sector energía –el tercero en cantidad de clientes– que opera en una importante zona de concesión en el país, comprendida entre las regiones del Biobío y de Aysén. Se trata, además, de una amplia zona geográfica que presenta una gran cantidad de ciudades y poblados, pero también vastas zonas rurales de difícil acceso, que representan un reto diario para la compañía en términos de deber llegar sí o sí con electricidad a cada uno de sus clientes, y a mantener el compromiso de seguir construyendo proyectos de electrificación rural.
Al menos esa es una de las importantes premisas del Grupo Saesa, compromiso que el gerente general Francisco Mualim se apresura en confirmar, junto con abordar, en entrevista con la revista ELECTRICIDAD, aspectos propios de la compañía, cómo se encuentra hoy la empresa, los planes que tienen para el futuro y qué otras labores emprende hoy la empresa.
- ¿Cuáles son hoy los desafíos del Grupo Saesa?
- Estamos abocados fuertemente al desarrollo de proyectos y propuestas para líneas de transmisión adicionales, vale decir, líneas dedicadas a generadores para la evacuación de su energía hacia el sistema troncal o de subdistribución, esto último, todo un desafío. Estamos concluyendo nuestro proyecto de transmisión a Chiloé, a través del cual hemos aumentado la capacidad de esas líneas para poder suplir la creciente demanda originada desde la zona del archipiélago. Nos preocupa cómo acelerar la obtención de autorizaciones, concesiones y permisos de paso, yo creo que eso es una constante hoy en la industria, donde el tiempo de demora y retraso que tienen los proyectos no siempre pasa por materia de ingeniería, tampoco por compra de materiales; en general, la situación se debe a que es bastante dificultoso obtener la servidumbre y los permisos de paso. Entonces, otro de los desafíos es cómo podemos acelerar estos procesos para terminar nuestras líneas lo antes posible, de forma tal que los generadores puedan, a su vez, llevar esa energía hacia el sistema troncal.
- ¿Cómo va el tema del Estudio de Subtransmisión?
.- Muy bien, estamos ya en la última fase.
- ¿Es complejo el de Subtransmisión?
- Todos los procesos regulatorios del sistema eléctrico, sean estos del Valor Agregado de Distribución (VAD) o subtransmisión, como del sistema mediano, tiene su propia complejidad, su protocolo bien definido, y sin duda hay un equipo importante de personas dedicado a que estos estudios sean lo más representativo posible de la situación real que tenemos en la empresa. Ese es nuestro objetivo, que las tarifas sean reflejo de las inversiones, del nivel de costo y de operación y de la mantención que éstas tienen.
- ¿Hay una preocupación real en el sector respecto de la capacidad de las redes de transmisión eléctricas con miras a los próximos dos a cuatro años?
- Yo diría que no hay una situación de alarma en este momento. Pero si se continúa con los retrasos en el levantamiento de nuevas líneas de transmisión requeridas, ya sean de transmisión troncal o de subtransmisión, o incluso las líneas de transmisión adicionales, la situación se podría tornar un poco más compleja, especialmente cuando veamos una recuperación fuerte de la demanda, como prevemos que será el próximo año, la que incluso podría adelantarse a la segunda mitad de este año. Una vez que retornemos a tasas de crecimiento de energía eléctrica a la que veníamos acostumbrados, creemos que eso va a poner todo el sistema de transmisión bajo un estrés, que se alivia sólo con la construcción de nuevas líneas.
- Y eso está planificado.
- Está planificado, pero con un esfuerzo importante por cumplir con los tiempos que habíamos establecidos cómo viables.
- ¿En qué áreas especificas se están potenciando como compañía?
- Históricamente, hemos tenido operación en Generación Transmisión y Distribución, y, tenemos desafíos en cada uno de esos sectores. En Distribución, siempre estamos enfocados en continuar mejorando en calidad de servicio, hace años que cumplimos holgadamente con los mínimos requeridos por la legislación; pero nuestro desafío es seguir progresando en esa materia, porque creemos que es lo que se merecen nuestros clientes. En el largo plazo buscamos tener los más eficientes costos de operación de la red. En Transmisión, nuestro foco son los proyectos hacia reducción de pérdidas técnicas y solicitudes por transmisión adicional. Y en Generación, distinguimos dos categorías: el abastecimiento de los sistemas medianos, donde necesitamos disponer de generación autónoma en línea con las necesidades de estos subsistemas y la condición en que se insertan. Y por otro lado, seguimos participando en el mercado spot con alrededor de 200 MW, a través de nuestra central Coronel y múltiples otras centrales medianas ubicadas en las regiones Biobío, Araucanía y de Los Lagos.
- ¿Cómo se puede describir a una empresa tan extensa y relevante en el sistema?
- Nuestra zona de concesión está en el sur, desde Bulnes hasta Cochrane. En las regiones de la Araucanía y Biobío, atendemos el abastecimiento semi urbano y rural, es decir, operamos en ciudades y pueblos de ambas regiones, pero excluyendo las ciudades de Concepción, Talcahuano, Coronel, Los Ángeles, Temuco, Villarrica y Pucón. Todo el resto, que son típicamente zonas rurales, están asignadas al Grupo Saesa y a un número de Cooperativas que operan en la zona. De Loncoche al sur, somos concesionarios de prácticamente toda la región, por lo que estamos presentes en las ciudades principales como Valdivia, Osorno, Puerto Montt, Puerto Varas, Castro y Coyhaique, además de todas las intermedias .
Yo creo que la relevancia de la empresa es el desafío de abastecer un cliente rural, que es totalmente distinto a abastecer una ciudad, donde se pueden tener sistemas enmallados a través de los cuales si el suministro no llega por un lado puede llegar por otros circuitos alternativos. En la zona rural este desafío es bastante importante y más complejo, porque son sistemas lineales, entonces cualquier falla ocasiona tiempos más extensos de reparación y ausencia de energía. Tenemos alimentadores de 30 y hasta 50 kilómetros de largo, de media tensión, que si fallan dejan fuera un sector geográficamente bastante amplio, con una densidad de clientes que puede ser muy baja. Nuestro reto permanente es cómo reparamos esa falla en el menor tiempo posible. Ello sumado a los temporales de fuerte viento que en zonas forestales causan estragos en las redes. Hemos vivido hace muy poco días la emergencia climática en la Región de Aysén, donde hubo líneas con centímetros de nieve acumulados encima, derrumbe de postación, cortes de líneas y la operación reiterada de protecciones.
- A propósito, ¿cuánto se ha avanzado en el tema de la electrificación rural?
- La meta del Gobierno está prácticamente alcanzada, aún estamos terminando algunos proyectos FNDR de electrificación rural, hoy muy concentrados en la región del Biobío y algo en la Región de los Ríos. Pero sin duda ya hay un decaimiento de estos proyectos en el sentido que ya estamos llegando a los límites que el Gobierno mismo se había establecido para el efecto de la electrificación rural. Hoy hemos estado conversando con el intendente y las autoridades de Los Lagos para evaluar la electrificación de las islas, que también es un reto. Estamos trabajando en pos de llevar la solución óptima en términos de construcción de estas líneas de electrificación rural y que también su operación sea eficiente.
- ¿Hay algún negocio que desde Saesa hayan detectado la compañía podría participar?
- En el sector tradicional nuestro foco es la transmisión adicional. Hay una inmensidad de proyectos minihidráulicos, eólicos y de todo tipo en la zona, y queremos enfocarnos en ellos. Por otra parte, en sectores menos tradicionales, creemos que hemos progresado también en el tema de retail, en dar acceso a productos de primera necesidad, como electrodomésticos, televisores, teléfonos celulares. Incluso llevándolo al tema de los servicios, estamos vendiendo seguros a través de nuestro canal de retail. Y por ahí creemos hay otros mercados que creemos podemos explotar a través de otras líneas de productos ya menos tradicionales. Por ejemplo, estamos incursionando en el tema de la televisión satelital, podríamos ser distribuidores de ese servicio.
- ¿Es ese un negocio maduro, el de venta de servicios anexos?
- Claramente en nuestra zona de concesión no es un negocio maduro, creemos que tenemos mucho más desarrollo que en otras zonas donde quizás sus habitantes tienen alternativas para cubrir sus necesidades. En cambio, en nuestra zona, la oferta es más limitada. Entonces el rol que jugamos a través de las cuatro distribuidoras es importante, como también lo es el nivel de crédito que podamos otorgar a las familias que habitan en la zona de concesión.
- ¿Cuáles son los desafíos tecnológicos que Saesa se ha impuesto?
- Directamente como empresa y a través de la Asociación de Empresas Eléctricas AG, estamos viendo la evolución de las redes de distribución eléctrica, esencialmente en el tema del Net Metering, que es algo que las energías renovables tienen que contemplar y nosotros como compañía debemos proveer las facilidades para poder inyectarlas al sistema. Este es un tema no trivial, hay que adaptar la Ley Eléctrica a este tipo de sistema, a esta nueva tecnología, por lo tanto es un área de estudio que la estamos abordando tanto individualmente como compañía como también a nivel de Asociación, a objeto de encuadrar lo que sería la nueva regulación. O participar junto con las autoridades en este proceso de reglamentación.
También está el tema de los Smart Grids, las redes inteligentes, que son redes que pueden visualizar en forma remota cómo está operando la red, midiendo consumos y efectuando corte a distancia, pueden activar o desactivar funciones dentro de lo hogares, etc. Es un tema que se vislumbra extenso, pero los asuntos que no se comienzan, nunca se terminan.
- ¿Y Saesa ya está en esa senda tecnológica?
- Efectivamente, en la localidad de Purranque ya estamos con un programa piloto de PLC. También creo que viene fuerte el tema de calidad de producto. Hoy es calidad de servicio el foco, la gran mayoría de las compañías cumple con los niveles de calidad; de hecho, exceden la norma que exige la regulación. Pero ahora viene todo lo que se refiere a calidad de producto, entonces tenemos implementados unos programas piloto para ver cómo vamos a medir, cuándo vamos a medir, cuáles son nuestras representativas de medición, cómo vamos a bajar los datos, cómo vamos a estructurar la información que vamos a recibir. Y también tenemos transformadores inteligentes instalados, donde ya estamos tomando medidas porque queremos empezar va aprender respecto de la variabilidad de la data que vamos a comenzar a recibir, confiabilidad de la misma y la complejidad que esto lleva asociado.
- ¿Se ha avanzado en solucionar el tema de las concesiones y servidumbre? ¿Qué ocurre en el caso de las tramitaciones ambientales? ¿Saesa está preocupada por la vigencia del Código 169 de la OIT?
- El desafío es acelerar los plazos de construcción de líneas o subestaciones o de requerimientos eléctricos, teniendo plena consideración de la legislación vigente, resguardando el derecho de los propietarios de algún terreno por el que necesitemos pasar y resguardando los terrenos donde hay parques nacionales, donde hay limitaciones medioambientales, por mencionar algunas situaciones. No queremos que se nos dé un permiso para pasar por una faja “X” por una necesidad de país, creemos que esa no es la vía. La vía es conciliar las necesidades grupales como sociedad, que tenemos de llevar más energía a distintos sectores respetando a todos los grupos: fauna, especies o desafíos geográficos que tengamos en nuestro espacio. Dentro de la legislación vigente es como queremos aquello.
En el tema de tramitación ambiental, algo se ha acelerado. Creemos, como empresa y también como industria, que la limitación está en la servidumbre, en los permisos de paso. Pero el Ministerio está trabajando en esa área, le hemos expuesto nuestras preocupaciones y sin duda no es una situación sencilla de resolver, pero creemos que con algunos afinamientos y protocolos se puede acelerar más el proceso.
- ERNC, ¿hacia dónde va la compañía? ¿Qué opinión tiene respecto de la Ley 20.257? ¿Puede Saesa cumplir con la cuota exigida?
- Absolutamente, la cuota está prácticamente sobrepasada, no hay déficit en llegar a este 5% a 2014 y después un 1% adicional hasta 2024. Así que eso se está cumpliendo perfectamente y entre nuestros proveedores de energía, que ya tenemos licitados, se está cumpliendo con holgura. En cuanto a las ERNC, la compañía tal como lo establece la legislación y la regulación, entrega facilidades a los productores para que se incorporen a las redes de distribución en la medida que así lo requieran, haciendo o no las inversiones que se necesiten para poder incorporar esa potencia al sistema. Tenemos un grupo humano que trabaja en Osorno atendiendo la multiplicidad de consultas que llegan en esta materia. Recientemente, hemos incorporado a centrales hidráulicas importantes, como El Manzano, El Trueno, Doña
Hilda, Truful-Truful y el parque eólico Cristoro.
Saesa y la Ley Corta III
El Grupo Saesa es un actor relevante en el mundo de la distribución, con 690.000 clientes y una amplia zona de concesión atendida. Por ello, y por varias otras razones, es que la compañía –en voz de su gerente general Francisco Mualim– debe estar atenta a la evolución del Proyecto de Ley 5511-03, también conocido como Ley Corta III, ya que en definitiva esta normativa está muy ligada a diversos aspectos trascendentales de la distribución eléctrica y de su tarificación.
- Siendo un actor relevante en el segmento de Distribución, ¿le parece apropiado la discusión sobre la tarifa de Distribución, lo que podría denominarse Ley Corta III?
- Todo Proyecto de Ley que se presente debe ser materia de relevancia y el Proyecto de Ley 5511-03 que se viene tramitando por ya más de dos años no es excepción. Particularmente, sí puede afectar a todos los consumidores del país y a las empresas de Distribución. Como es sabido, el Proyecto de Ley ya pasó por la Comisión de Economía y ahora está en revisión en la Comisión de Energía y Minería.
- ¿Entonces no tienen reparo a lo que indica la Ley?
- Hemos hecho saber nuestra opinión a las autoridades respecto de las distintas partes de la Ley y creemos que han recibido nuestros planteamientos. Además, últimamente hemos conversado con el ministro Raineri respecto de los temas en que estamos de acuerdo que se deben analizar más. |
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INFORME ECONÓMICO |
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Valorización de las empresas : |
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Cuánto pesa el sector Eléctrico |
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Buen comportamiento en las bolsas, varios proyectos en ejecución y en estudio, además de crecimiento de sus utilidades, presentan las empresas eléctricas. |
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Enersis
Un gigante regional
La matriz de Endesa en Chile cotiza sus acciones en las bolsas chilenas, en la de Nueva York bajo la forma de ADR, y en la Bolsa de Valores Latinoamericanos de la Bolsa de Madrid (Latibex). Sus activos totales ascienden a $13.210.140.321.000, al 31 de diciembre de 2009. Enersis controla empresas eléctricas en Argentina, Brasil, Colombia y Perú y cuenta con un personal de 12.470 personas. La potencia instalada en la región es de 14.851 MW, la que creció 4% en relación a 2008.
En el ejercicio pasado Enersis tuvo una utilidad de $660.231.043, un 30,1% más que en 2008, un resultado operacional de $1.924.636.425.000 e ingresos de explotación de $6.449.888.000.000. Estos resultados se explican principalmente por el crecimiento de los negocios de generación y transmisión. En Chile el negocio de la generación aumentó 12,7% a nivel operacional, finalizando el año con $640.040.000.000. En tanto, la filial de distribución, Chilectra, tuvo un resultado de explotación de $129.032.000.000, 39,6% menos que en 2008.
En tanto, la acción de Enersis creció 40,2% durante el año pasado, llegando a un valor de $230,91 al cierre del ejercicio. Durante el primer semestre de este año el volumen de transacción de la acción llegó a $3.259.997.888.
En este año, la compañía controlada por Endesa España (Enel), tiene entre sus proyectos en ejecución más importantes, la construcción de la central termoeléctrica Bocamina II (Endesa Chile, 370 MW), la que entraría en operaciones a fin de año. Además la firma sigue trabajando en el proyecto HydroAysén (junto a Colbún, 2.750 MW) el que quedó a cargo a partir de abril de este año del nuevo vicepresidente ejecutivo Daniel Fernández, y en la construcción de la hidroeléctrica El Quimbo (400 MW) en Colombia.
Durante el primer semestre de este año Enersis obtuvo utilidades por $198.173.000.000, un 45,1% menos que en el mismo periodo de 2009. Esto, por el alza al impuesto de capital de 48,6%. En tanto, el resultado de explotación bajó 15,5% en el mismo periodo, totalizando $836.352.000.000, por la disminución del resultado del segmento de generación en Chile, Colombia y Brasil. Por filiales, Endesa Chile obtuvo ganancias por $208.506.000.000 millones en los primeros seis meses de 2010, 37% menos que en el mismo periodo del año pasado. Dicha disminución se explicó por la baja de 26,3% exhibida por el resultado de explotación, el que alcanzó los $402.512 millones, debido a la menor generación eléctrica en el mercado local, mayores costos de operación en Colombia y menores ventas a clientes libres en Perú. Las ventas físicas disminuyeron 8,3%, totalizando 27.502 GWh, influenciadas principalmente por las operaciones de Colombia y Argentina. De esta forma, producto de una combinación de menores ventas y menores precios, los ingresos de explotación mostraron una caída de 6,5% al cerrar los primeros seis meses de 2010 en $1.178.416 millones.
En tanto, Chilectra obtuvo ganancias en el primer semestre por $34.286.000.000, con una caída de 34,7% respecto al mismo periodo de 2009. Este resultado se explica principalmente por la entrada en vigencia en enero de 2009 del decreto 320 que fija las tarifas de subtransmisión, y por el decreto N°1 de 2010, mediante el cual entraron a regir las licitaciones de suministro a clientes regulados desarrolladas con anterioridad. El resultado operacional llegó a $47.458.000.000, con un descenso de 32,7% respecto al primer semestre del año pasado, por el alza en las actividades de mantenimiento, reparación y conservación.
Endesa Chile se encuentra actualmente construyendo un proyecto y estudiando una serie de iniciativas en los países en los que opera en América Latina, los que se encuentran en diferentes niveles de avance. En Chile, el proyecto Bocamina II, actualmente en construcción, verá postergada su fecha de puesta en servicio, prevista originalmente para diciembre de 2010, debido al sismo del 27 de febrero. Se estima que entre en operación comercial durante el segundo semestre de 2011.
Dentro de las iniciativas en estudio se encuentra el proyecto HidroAysén (2.750 MW), actualmente en tramitación ambiental. Su generación media alcanzaría los 18.430 gWh por año. El 21 de junio de 2010 la Comisión Nacional del Medio Ambiente (Conama) autorizó la ampliación del plazo para la entrega de la Adenda N°2. El plazo autorizado se extendió hasta el 29 de octubre de 2010.
En Colombia, luego de concluir el proceso de Asignación de Obligaciones de Energía Firme para los proyectos que entran en operación entre diciembre de 2014 y noviembre de 2019, el Ministerio de Minas y Energía seleccionó el Proyecto Hidroeléctrico El Quimbo, de Emgesa (400 MW). El plazo del contrato es de 20 años a partir de diciembre de 2014. Actualmente están tramitando los permisos ambientales y gubernamentales y se encuentran licitados los Contratos Principales de Obras Civiles y de Equipamiento.
En estudio, la cartera de proyectos de Enersis incluye además las centrales hidroeléctricas Neltume (490 MW), Los Cóndores (150 MW), Choshuenco (128 MW), la termoeléctrica Punta Alcalde (740 MW), y la mini hidroeléctrica Piruquina (7,6 MW) en Chile, mientras que en Perú se está analizando la construcción de la Central Hidráulica Curibamba (188 MW).
Grupo CGE
El importante holding chileno
Durante el ejercicio 2009, el Grupo CGE, dedicado a la generación, transmisión y distribución eléctrica, y a la venta de gas natural y gas licuado de petróleo (por medio de su filial Gasco y su participación en Metrogas), tuvo una utilidad de $113.004.000.000, superando los $106.635.000.000 de 2008, debido al buen desempeño de las empresas del negocio del gas, resultados del sector eléctrico similares al ejercicio anterior y el efecto de la disminución de la Unidad de Fomento sobre las deudas financieras. Un evento positivo para el holding de capitales nacionales fue el inicio de las operaciones del Terminal de Regasificación de Quintero. El Grupo CGE tuvo un resultado de explotación de $185.962.000.000, e ingresos de operación por $1.824.014.000.000.
La firma, que cuenta con las subsidiarias en el negocio de distribución CGE Distribución, Conafe, Edelmag, Emelari, Eliqsa, Elecda, Emelat, Emelectric y Emetal en Chile, y con sus empresas relacionadas Edet, Ejesa, Ejesedsa y Energía San Juan en Argentina, con CGE Transmisión y CGE Generación, posee activos consolidados a 2009 de $3.408.316.000.000.
Su acción cerró en 2009 con un valor de $3.388, superando los $2.680 del ejercicio anterior. En tanto, la capitalización bursátil de la compañía ascendió a $11.329.281.756.000 el año pasado. En ese mismo periodo, el monto total transado de sus acciones ascendió a $64.501.307.000.
En la Junta Ordinaria de Accionistas celebrada el miércoles 21 de abril, CGE informó que este año invertirá US$400 millones en los sectores eléctrico y gasífero, para satisfacer la creciente demanda energética del país. El gerente general del grupo, Pablo Guarda, informó que el holding iniciará la construcción de la central de pasada Ñuble, con una inversión aproximada de US$300 millones, proyecto que debería estar concluido en tres años. En lo que respecta al gas, el ejecutivo destacó la llegada de Gasco a Colombia, país donde espera llegar al 40% del mercado de gas licuado en el mediano plazo.
Colbún
En su esencia, hidroeléctrica
La empresa dedicada a la generación de electricidad, controlada por el grupo Matte y con la segunda mayor participación en el Sistema Interconectado Central, obtuvo una utilidad el año pasado de US$234.400.000, superando largamente los US$63.800.000 de 2008, producto del favorable desempeño operacional y de los efectos positivos que generó la apreciación del tipo de cambio en diferencias de cambio e impuestos. La situación hidrológica tuvo resultados mixtos en las distintas cuencas donde están ubicadas las centrales, con una generación hidroeléctrica total de la compañía de 6.579 gWh en 2009, cantidad levemente por debajo de la lograda el año anterior, con un descenso de 4%. Colbún obtuvo en el ejercicio pasado ingresos por US$1.159.282.000, menos que los US$1.345.670 de 2008. Sin embargo, esta disminución fue compensada por un menor costo, principalmente en compras de petróleo diesel y de energía. Así, la compañía tuvo un resultado de operación de US$214.768.000 en 2009.
La acción de Colbún totalizó un monto transado de $1.607.161.648 durante el primer semestre de 2010, con un valor de la acción $141,9 al 30 de junio de este año, superando los $108,49 con que cerró el 1 de enero de 2009.
En lo que respecta a proyectos, Colbún está desarrollando la construcción de nuevas centrales. La central a carbón Santa María (342 MW) debería entrar en operación en 2011. En tanto, el proyecto de la central hidroeléctrica San Pedro (150 MW) ya está en construcción, mientras que la hidroeléctrica Angostura (316 MW), ya inició las obras preliminares. En el área de Energías Renovables no Convencionales, la compañía está avanzando en la construcción de la central mini-hidro San Clemente (5 MW), que entraría en operación próximamente. Además, instaló torres de medición eólica en la Región del Maule y participó en la licitación de cinco concesiones de exploración geotérmica, proceso que realizó el Ministerio de Minería el año pasado.
AES Gener
Con el apoyo de Alto Maipo
AES Gener, compañía controlada por el grupo estadounidense AES Corp., proporciona electricidad al SIC y al SING y cuenta también con operaciones en Colombia y Argentina. Para Chile, Gener aporta con 3.129 MW, considerando las instalaciones del SIC y del SING. Los activos de Gener totalizan US$5.424.072.000 al cierre del ejercicio 2009.
La empresa tuvo una utilidad el año pasado de US$325.595.000, superando largamente los US$34.268.000 de 2008. Sus ingresos fueron de US$1.653.420.000, mientras que su margen bruto fue de US$487.933.000. Este buen desempeño se debe principalmente a menores costos de ventas, específicamente menores costos de combustible y menores costos de compra de energía en el SIC, y al aumento registrado en las ventas en el SING y en Colombia.
El volumen transado de la acción de Generen la Bolsa de Comercio de Santiago en 2009 fue de $1.951.807.874, pasando de un precio promedio de $192,3 en enero a $229,5 en diciembre de 2009.
Respecto a los proyectos en construcción, Gener sigue este año con la construcción de la unidad IV de Guacolda (152 MW), lo que permitirá a las cuatro unidades en conjunto de la central aportar 900 gWh al SIC. Para el SING, se está avanzando en la construcción de las dos unidades del proyecto termoeléctrico Angamos (518 MW) en Mejillones, la que entrarían en operación en abril y octubre de 2011, y que proveerán de electricidad a las mineras Escondida y Spence, de BHP Billiton.
En el área de proyectos en desarrollo, el grupo obtuvo el permiso ambiental para la construcción del proyecto hidroeléctrico Alto Maipo (531 MW), que consiste en dos centrales de pasada en la cuenca del río Maipo, convirtiéndose en el mayor proyecto hidroeléctrico aprobado en Chile en los últimos 10 años. También se obtuvo la aprobación ambiental para el proyecto termoeléctrico Cochrane (560 MW), que se ubicará en Mejillones. Otra iniciativa que está en carpeta es el proyecto termoeléctrico Los Robles, que contempla la construcción de dos unidades a carbón de 375 MW cada una, a 30 km al sur de Constitución.
Transelec
La importancia de la carretera eléctrica
La empresa de capitales canadienses, dedicada al desarrollo de sistemas de transmisión en alta tensión, con 3.168 kilómetros de cobertura, cerró 2009 con un patrimonio de US$1.815.704.410.000.En el ejercicio y obtuvo una utilidad de US$47.238.124.000, menos que los US$55.287.347.000 del año anterior. Este descenso se explica porque en 2008 la empresa obtuvo ingresos no recurrentes provenientes de reliquidaciones del sistema de transmisión troncal desde marzo de 2004 hasta diciembre de 2007. Sus ingresos fueron de US$184.709.573.000 el año pasado (la facturación fue de US$179.604.238.000 en 2008), mientras que el resultado operacional alcanzó los US$107.726.821.000 en el ejercicio.
Respecto a los proyectos de inversión de la compañía, cabe destacar que Juan Carlos Araneda, gerente de Desarrollo y Proyectos de Transelec, anunció en ElecGas 2010 que la empresa realizará una inversión de US$240 millones en redes de transmisión para que el SIC enfrente las fallas como las derivadas del terremoto. Estas se aplicarán en un refuerzo en la línea Lo Aguirre-Cerro Navia, así como en la construcción de nuevos tramos en las líneas Cardones-Diego de Almagro (Norte Chico) y entre Cautín y Puerto Montt. Araneda señaló en esa ocasión que estas iniciativas debieran aprobarse en la revisión anual del sistema de transmisión troncal, para que entren en operación al menos en 2015.
Respecto a los proyectos de inversión de la compañía, cabe destacar que Juan Carlos Araneda, gerente de Desarrollo y Proyectos de Transelec, anunció en ElecGas 2010 que la empresa realizará una inversión de US$240 millones en redes de transmisión para que el SIC enfrente las fallas como las derivadas del terremoto. Estas se aplicarán en un refuerzo en la línea Lo Aguirre-Cerro Navia, así como en la construcción de nuevos tramos en las líneas Cardones-Diego de Almagro (Norte Chico) y entre Cautín y Puerto Montt. Araneda señaló en esa ocasión que estas iniciativas debieran aprobarse en la revisión anual del sistema de transmisión troncal, para que entren en operación al menos en 2015.
La nueva E-CL
En abril de este año los accionistas del Grupo Edelnor aprobaron el cambio de nombre por el de E-CL. Así, tanto Edelnor como las filiales Electroandina, Gasoducto Norandino Argentina, Gasoducto Norandino Chile, Distrinor, Central Termoeléctrica Andina e Inversiones Hornitos, comparten desde ese momento una misma marca e identidad corporativa, convirtiendo a E-CL en el cuarto generador más grande de Chile.
El año pasado Edelnor S.A. obtuvo una utilidad de US$157.985.000, un 22% más que en 2008. Como explica el presidente de la nueva E-CL, Jan Flachet, en la memoria de Edelnor de 2009, “la cifra corresponde a los resultados de Edelnor S.A. fusionada –que incluye además de sus activos, a las filiales Electroandina S.A., Gasoducto Norandino Argentina S.A. y Gasoducto Norandino S.A. (Chile)– y se compara con la suma de los resultados de dichas sociedades en 2008”. |
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COLUMNA OPINION |
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Mauricio Álvarez- Correa, gerente de ventas de Shell Lubricantes Chile : |
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Ofertas de negocios eficientes con el medio ambiente: obligación y compromiso |
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Sustentable es un concepto compuesto por tres partes: medio ambiente, economía y sociedad. La rapidez con que el cambio climático ha avanzado en los últimos años ha producido un considerable impacto en la convivencia equilibrada de estos tres ámbitos, lo que a la vez ha incentivado a que las personas y empresas busquen maneras de mitigar las emisiones de CO2 y el calentamiento global.
Los distintos tipos de energía renovable no podrán satisfacer la demanda del recurso. Actualmente éstas sólo representan el 2% del total de la demanda de energía global y pese a que se estima que para 2050 esta cifra aumentará a un 30%, la energía proveniente de combustibles fósiles todavía constituirá la mayor parte del 70% restante.
Estos escenarios evidencian que los combustibles fósiles continuarán satisfaciendo el grueso de la creciente demanda mundial en las próximas décadas, por lo que lograr un manejo óptimo de las emisiones de CO2 es indispensable para abordar esta crisis generada en gran parte por el hombre.
Estos tópicos representan hoy oportunidades y desafíos para las organizaciones, ya que el cambio climático es una amenaza seria, mientras que la energía que se extrae y utiliza tiene un impacto medioambiental significativo.
Para una empresa energética, el asunto es vital. Convocar a los gobiernos y a la industria a tomar medidas al respecto constituye una responsabilidad, como también establecer ejes del negocio que ayuden a los clientes a utilizar menos energía a través del desarrollo de productos y servicios, e impulsar nuevas tecnologías por medio de la investigación y la formulación de productos más eficientes.
Abordar las tres áreas que el concepto sustentable conlleva nos enfrenta al desafío de contribuir al desarrollo de productos técnicamente avanzados y de servicios que ayuden al ahorro de los consumidores. Por ejemplo, los clientes reciben en forma positiva las ofertas de negocios en las que se incorporen capítulos relativos a la eficiencia energética, ya que se valora cuando un proveedor y socio estratégico entrega una solución real a esta problemática, con datos que cuantifican el verdadero ahorro.
Estamos seguros de que las compañías que aún no han incorporado estas alternativas a sus propuestas, pueden replicarlo también con resultados exitosos. El llamado ya está hecho. |
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COLUMNA OPINION |
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José Ignacio Escobar, vicepresidente ejecutivo Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) : |
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El modelo marginalista y el desafío que implica para el desarrollo de las ERNC en Chile |
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Variada ha sido la discusión que se ha dado respecto a la implementación y potencial de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en Chile. Pero quiero centrarme en un tema en particular: si es efectivo que el modelo marginalista que impera en el segmento generación en Chile inhibe y/o desincentiva un adecuado desarrollo de las ERNC. Y es que a diferencia de algunas opiniones que señalan que esto no es efectivo, nosotros como Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera) creemos que sin duda el actual modelo marginalista constriñe la posibilidad de nuevas fuentes en la matriz energética.
En primer lugar, no toma en cuenta un factor importante: no incluye la incertidumbre. Así, el costo de la energía que consumimos todos los chilenos está totalmente expuesta a la volatilidad del precio internacional de los combustibles que importamos. Esta volatilidad está acentuada por los cada vez más recurrentes shocks de precios producidos por diversos fenómenos nacionales e internacionales.
Por su parte, las ERNC tienen un costo conocido y sin variación durante toda su vida útil, pues fuentes como el viento, el agua o el sol, no tienen costo de producción ni transporte. Esto permitiría a los sistemas eléctricos contar con tarifas más estables y menos costosas en el largo plazo porque se desplazaría la generación en base a los combustibles mencionados. Es como si existiera la opción de comprar un auto que funcionara sin bencina, pero que cuesta un 30% o 40% más que uno tradicional: ¿no sería un alivio olvidarse del precio del combustible para siempre por esta diferencia de valor inicial, en la medida que tuviera opciones para financiarlo?
Toda esta incertidumbre y riesgo de precios y abastecimiento exige, además, contar con una política de seguridad energética estructural a nivel nacional, que se tome como un asunto país, enmarcado en una política energética como pilar estratégico. Pues, eventos tan desafortunados e impredecibles como el terremoto del pasado 27 de febrero, dejan al sistema eléctrico chileno en una posición de absoluta vulnerabilidad y compromete la competitividad de nuestro país.
La posición de Acera no es que las energías renovables no convencionales dominen el sistema eléctrico chileno, sino que ellas sean parte de un portafolio realmente diversificado. Esta cartera es justamente la que permitirá que el sistema eléctrico sea más eficiente y produzca energía más económica, segura y más estable en el mediano plazo.
Asimismo, si queremos hablar de un mercado eléctrico competitivo debemos sincerar todos los costos, beneficios y precios. Por lo tanto, es necesario clarificar que hoy los consumidores chilenos pagamos subsidios indirectos a las centrales que producen en base a combustibles fósiles, a través de los gastos asociados en contaminación del aire y salud, destrucción de zonas costeras por aumento de temperatura del agua e incompatibilidad con turismo u otras actividades de desarrollo. Estos gastos deben ser afrontados a un costo social muy alto y evaluarse en detalle antes de afirmar que las ERNC requieren subsidios que cuestan más a los consumidores.
Junto a lo anterior, durante julio la CNE fijó los nuevos precios de nudo promedio para el Sistema Interconectado Central (SIC), registrándose un alza promedio de 8,1%. Esto es un ejemplo más de que gran parte del riesgo de precio de la energía es traspasado a todos nosotros porque simplemente no tenemos ningún tipo de cobertura de precios. Las ERNC actúan justamente como un seguro de precios.
Chile tiene una de las energías más caras de Sudamérica y aún así hemos logrado adaptar nuestra forma de vida y producción a esos costos. No corramos el riesgo que esos precios sigan subiendo y, peor aún, fluctuando como lo hacen actualmente. Apostemos a que al menos 20% de esa energía la tengamos asegurada con ERNC a un precio fijo y conocido a largo plazo. |
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Grupo Saesa: El principal desafío es llevar electricidad a las zonas rurales
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